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【摘要】盘22块沙三下受储层分布规律不清等诸多因素的限制，滚动勘探一直停止不前。本篇文章通过对该块储层分布规律研究，合理部署井网，最终实际新建产能1.5万吨，新钻井8口（6油2水），取得了很好的滚动勘探效果。
【关键词】盘22块 构造岩性油藏 产能建设研究
1 工区概况
盘22块位于山东省临邑县境内，构造位置位于济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带盘7地垒带，主力含油层系为沙三下段储层。盘22块沙三段的勘探始于20世纪70年代初，1973年3月完钻的盘22井在沙三下电测解释油层4.6m/2层，但位于盘22井高部位的盘7-4、盘7-8等井储层变干或者尖灭。2012年利用新资料对该块区进行了重新评价，部署了盘22-2取得成功，沙三下电测解释油层5.4米/1层，投产初期日油11.8吨，综合含水9%，之后又相继部署了盘22-斜3、盘22-4井相继取得成功，因此综合分析认为盘22-2块沙三下段具备了产能建设的条件。
2 油藏特征
2.1 储层基本特征
盘22区块沙三下储层是盘河三角洲自西北向东南不断推进，在古地形低洼区形成三角洲前缘亚相砂体。岩性组合为粉、细砂岩与深灰色泥岩互层。孔隙度为24.93-26.0，平均孔隙度25.5%，渗透率119.0-175.33*10-3um2，平均滲透率135*10-3um2为中孔、中渗岩性-构造油藏。岩心润湿性试验报告，储层润湿性特征是：亲水型。非速敏，无临界流速，弱水敏，无酸敏，弱碱敏，临界矿化度不高于11310mg/L，储层敏感性弱。结论：根据以上各项参数分析认为，盘22块储层为中孔、中渗、亲水型、敏感性不强的储层，储层物性较好。2.2 流体性质
地面原油密度为0.9616g/cm3，地面原油粘度为2320MPa.s，凝固点25℃，本块及临近区块相当层位无高压物性资料；地层水性质：本块沙三下投产不含水，无水性分析资料，根据邻块盘213井水分析资料，沙三下地层水总矿化度45624mg/L，氯离子浓度27196mg/L，水型为氯化钙。
2.3 温度压力系统
根据盘22井测试资料，该区沙三下原始地层压力18.96MPa，压力系数0.99，为常压油藏。该块无地层温度资料，借用邻块临7-斜40井资料，地层温度116℃，地温梯度为3.3℃/100m，推算盘22块地层温度63℃，属于正常温度系统。
2.4 油藏类型
综上所述，盘22块为埋藏中深、常温常压、中渗透、中饱和、普通稠油、岩性构造油藏。
3 试采情况及其认识3.1 试油、试采情况
盘22块试采井5口--盘22、盘22-2、盘22-斜3、盘22-4、盘22-斜5井。从投产试油试采情况看，投产后单井日液10-15立方米，日油8-12吨，含水5-15%。
3.2 试采特征认识
（1）油井投产可获得较好的产能；
（2）地层能量弱，产量递减较快。因此为了提高该块的开发效果，应立足于注水补充地层能量开发；
（3）砂体边部的井由于油层厚度较小，砂体物性变差，产量低于位于砂体中心的井。
4 油藏工程设计4.1 部署原则
（1）整体部署、一套层系开发；（2）常规投产；
（3）注水补充地层能量开发。
4.2 开发层系的划分
盘22块只有沙三下1套含油层系，因此按一套开发层系部署井网。4.3 地层压力压力保持水平
该块为中孔、中渗油藏，油层物性好，为了及时补充地层能量保证合理的采液速度同时控制含水的上升速度，建议地层压力保持在0.9个静水柱压力左右。
4.4 井网井距的确定
根据油藏形状和构造位置选择“中部采油、边部注水”的注采井网，注采井距取300米，生产井距250米。
4.5 单井产能的确定
根据盘22-2井试采数据计算出该块米采油指数为0.19t/d.MPa.m。
生产压差的确定：目前螺杆泵的下深为1700m，当沉没度保持在500m时，井底流压为6.52MPa，在地层压力初期保持在17MPa时，可建立10.48MPa的生产压差，取10.4MPa。
生产厚度的确定：取沙三下油层的平均厚度--3.7m。
生产压差保持在10.4MPa，油层参与生产的有效厚度为3.7m，每米采油指数为0.19t/ d.MPa.m，计算平均单井产能为7.31t/d，考虑整体打井及砂体边部产量较低（目前盘22-斜3井日油3.2t）等因素，油井前三年初期平均单井产能取 6.5t/d。
4.6 单井最大注水量的确定
借用邻块盘7-181井的吸水资料分析，米吸水指数为2.55m3/d.MPa.m，注水启动压力取11.15MPa，井口压力取15MPa，吸水厚度取3.7m，
Q注=Jw*H*（ P井口-P启）
计算出单井理论最大日注能力为36.32m3/d，能够满足区块注水开发及后期井网调整的需要。
5 方案部署及指标预测5.1 方案部署
方案动用含油面积0.78k m2，储量40.4×104t；设计总井数9口（油6水3），其中新钻8口（6油2水），利用老井注水1口（盘20-11），平均单井控制储量6.7×104t，前三年平均单井配产6.5t/d，单元日油能力39t，年生产能力1.17×104t，采油速度2.90%。8口新井，2口直井、6口定向井，平均单井进尺2035m，总进尺1.63×104m，钻井投资3532万元。
5.2 指标预测
（1）采收率预测：影响油藏采收率的主要因素有油藏流体、孔渗性、水驱控制程度、井网密度等，充分考虑了流体、储层物性、井网密度对采收率的影响，计算出盘22块的采收率为20.6%，可采储量8.32×104t。
（2）15年指标预测：前15年累积产油8.046×104t，采出程度19.9%，综合含水96.2%。
6 实施要求
（1）根据新钻井情况及时对砂体进行对比、描述，深化对地质体的认识；
（2）该块原油稠、粘度大，易发生注水指进，所以在开发过程中要保持合理的注采速度；
（3）注水系统应全流程保证水质合格。全程防腐、精细过滤、脱氧及加化学剂除氧等，采取防垢措施；
（4）方案实施过程中，新完钻井取全取准各项资料，新投油井要求测静压，定点测压；每口新井必须监测裂缝方向，定期取样分析油气水性质，油井定期测取示功图、动液面、静液面等资料、取分析化验资料。
参考文献
[1] 陈元千，刘雨芬，毕海滨.确定水驱砂岩采收率的方法.石油勘探与开发，1996
[2] 才汝成，李阳，孙焕泉编著.油气藏工程方法与应用.东营：石油大学出版社， 2002