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摘要：基于区块开发中存在的问题，加强基础地质研究，重新划分地层、重新建立地层格架、重新认识了油藏类型、重新落实剩余油分布，在此基础上重新调整了注采井网。根据取得的新认识开展井位共部署，同时根据新井实施情况，及时完善区块注采系统，通过转注、换管柱、重组完善区块注采井网，结合深部调驱提高水驱动用程度，改善注水开发效果。
关键词：基础研究;井网部署;注采井网;调驱
1.油藏概况
L10块位于青龙台油田北部，为一断裂半背斜构造，储层属于扇三角洲前缘沉积，主要物源方向为北东方向，断块储层砂体为岩性中等、分选中等、含泥较高的中高渗透层。
该块于1980年8月L10井试采，1983年12月采用350m×350m井网全面投入开发，初期断块边底水比较活跃，采用天然能量开发，1986年6月转入注水开发，1987年1月实施井网加密调整，使主体部位井网调整为200m×200m;1991年至今处于综合治理调整阶段，其中主要以注水为中心，完善注采井网，加强井网调整，同时利用侧钻大修技术复产长停井。通过几次调整和综合治理见到了效果，减缓了产量下降趋势及含水上升速度。
2.开发中存在的主要问题
2.1油水井井况复杂，注采系统不完善
区块共有油气井33口，开井17口，其中正常生产井仅14口，占油气井总数的42.4%，断块油水井历史上几乎全部出砂，平均单井出砂3.36m3。由于出砂严重导致区块井况变差，侧钻井均由出砂影响造成，注水井因出砂造成注不进、套管变形等问题，造成局部注采系统不完善。
2.2整体水淹严重，平面矛盾突出
目前区块总体水淹严重，综合含水92.38%，平均单井日产液15.5t，单井日产油1.6t。其中含水>93%的3口，含水90%-93%的3口，含水<90%的仅2口，区块整体含水较高，水淹严重。
历史上注水见效情况明显，共有5个井组8口油井见到注水效果，占全部油井总井数的30.77%，以单向受效为主。从见效井的平面分布看，见效油井主要集中于北部区域，中部区域目前无注水井，南部仅1口井历史上明显受效，区块整体注水不均匀，平面矛盾突出。
3.主要做法
3.1细化基础地质研究
基于区块目前的生产现状，加强基础地质研究，重新划分地层、重新建立地层格架、重新认识油藏类型、重新落实剩余油分布，在此基础上重新调整了注采井网。
（1）重新落实了L10块主要目的层的归属。
立足于三维地震资料，将L10块与相邻区块进行类比研究，发现原认识S1段部分地层为S2段地层，并确定其为本区主力目的层。
（2）重新认识了油藏类型。
该区S2段油藏主要受S1底剥蚀面控制，内部次一级断层控制油水分布，属于构造-岩性油藏。S1和S3段屬岩性油藏。
（3）重新认识了油水分布。
平面上：区块油气层主要受断层控制，分布在构造高部位及断层遮挡区域，局部受储层岩性控制。其中S2油层在低部位比较发育，高部位剥蚀，S3段油层受岩性控制为主，为岩性透镜状油气藏，没有统一的油水界面。
纵向上：区块为断层遮挡的层状气顶边水油藏，具有统一的油水界面，界面深度为-1615m。油层主要集中在储层下段发育3-4个小砂层。
（4）重新落实了剩余油分布
区块剩余油主要有三种类型：一是受原认识限制无油井控制的区域;二是井间水驱未波及以及靠近断层区域，由于断层的分隔和遮挡作用，在断层附近井网完善程度低，注入水波及不到，水淹程度低，剩余油相对富集;三是事故井附近油气潜力未充分动用。
3.2井位部署研究及实施效果
通过基础地质研究充分认识了区块剩余油分布规律，按照剩余油分布类型，重新调整区块注采井网，按照200m井距不规则井网部署，最大程度控制剩余油。
（1）部署产能新井，挖掘井间剩余油
在无油井控制区域、井间水驱未波及区域部署产能新井，挖掘井间剩余油。共部署审批产能井7口（油井6口、注水井1口）、侧钻1口。截止目前，共完钻投产4口，完钻待投1口，侧钻投产1口。
从完钻井储层发育情况来看，主力储层顶部发育油层，且高部位被剥蚀面削蚀，从新井测得RFT资料来看，区块地层压力水平较高（压力系数1.05），投产后供液能力较充足。
（2）利用侧钻技术，挖掘微构造剩余油
在事故井附近油气潜力未充分动用区域，应用侧钻技术，挖掘微构造高部位剩余油。在充分认识油层分布规律以及油井历史生产动态的基础上，在区块北部部署侧钻1口，电测解释较好，油层4.0m/1层，低产油层3.9m/2层，油水同层3.5m/2层，强水淹层12.4m/3层，中水淹层8.2m/2层，弱水淹层2.0m/1层，投产后，初期日产液23.6t，日产油4.7t，含水80%，目前日产液8.7t，日产油2.1t，日产气3445m3，含水76%，动液面1071m，阶段累产油2118.6t，累产气112.863×104m3。
（3）实施井网调整，完善区块注采系统
针对区块注水不均匀、平面矛盾突出的问题，根据新井实施情况，及时完善区块注采系统，一是及时转注1口，二是通过换管柱及重组恢复注水2口。预计增加水驱控制储量9.4×104t，提高水驱控制程度3.3%。同时针对区块北部整体水淹严重，油井产液量较高，含水较高，平面矛盾突出的问题，计划实施深部调驱3口，提高区块水驱动用程度，改善注水开发效果。预计可增加水驱控制储量9.4×104t，提高水驱控制程度3.3%。结合调驱预计单井日增油1.0t，3个井组年增油0.25×104t，提高采收率3%，增加可采储量5.43×104t。
4.结论及认识
（1）精细基础地质研究，重新认识地层格架，落实区块目的层，
是区块开发调整、井位部署成功的重要前提;
（2）实施井网调整，完善注采系统，提高水驱储量控制程度，是改善区块水驱效果、实现上产的主要手段;
（3）优选潜力区域，应用深部调驱技术，改善注水开发效果是实现区块二次开发的有效途径。
参考文献：
[1].油气田开发地质学的现状及发展趋势[J].胡旭，孙博宇.山东工业技术.2018（11）
[2].辽河盆地西部凹陷高二三区东部沙三、四段勘探目标评价及井位部署[D].丁军涛.东北石油大学2016
[3].中国含油气盆地沉积地质学进展[J].朱筱敏，钟大康，袁选俊，张惠良，朱世发，孙海涛，高志勇，鲜本忠.石油勘探与开发.2016
[4].石油地质研究中的特征与规律探析[J].牛强.石化技术.2017
关键词：基础研究;井网部署;注采井网;调驱
1.油藏概况
L10块位于青龙台油田北部，为一断裂半背斜构造，储层属于扇三角洲前缘沉积，主要物源方向为北东方向，断块储层砂体为岩性中等、分选中等、含泥较高的中高渗透层。
该块于1980年8月L10井试采，1983年12月采用350m×350m井网全面投入开发，初期断块边底水比较活跃，采用天然能量开发，1986年6月转入注水开发，1987年1月实施井网加密调整，使主体部位井网调整为200m×200m;1991年至今处于综合治理调整阶段，其中主要以注水为中心，完善注采井网，加强井网调整，同时利用侧钻大修技术复产长停井。通过几次调整和综合治理见到了效果，减缓了产量下降趋势及含水上升速度。
2.开发中存在的主要问题
2.1油水井井况复杂，注采系统不完善
区块共有油气井33口，开井17口，其中正常生产井仅14口，占油气井总数的42.4%，断块油水井历史上几乎全部出砂，平均单井出砂3.36m3。由于出砂严重导致区块井况变差，侧钻井均由出砂影响造成，注水井因出砂造成注不进、套管变形等问题，造成局部注采系统不完善。
2.2整体水淹严重，平面矛盾突出
目前区块总体水淹严重，综合含水92.38%，平均单井日产液15.5t，单井日产油1.6t。其中含水>93%的3口，含水90%-93%的3口，含水<90%的仅2口，区块整体含水较高，水淹严重。
历史上注水见效情况明显，共有5个井组8口油井见到注水效果，占全部油井总井数的30.77%，以单向受效为主。从见效井的平面分布看，见效油井主要集中于北部区域，中部区域目前无注水井，南部仅1口井历史上明显受效，区块整体注水不均匀，平面矛盾突出。
3.主要做法
3.1细化基础地质研究
基于区块目前的生产现状，加强基础地质研究，重新划分地层、重新建立地层格架、重新认识油藏类型、重新落实剩余油分布，在此基础上重新调整了注采井网。
（1）重新落实了L10块主要目的层的归属。
立足于三维地震资料，将L10块与相邻区块进行类比研究，发现原认识S1段部分地层为S2段地层，并确定其为本区主力目的层。
（2）重新认识了油藏类型。
该区S2段油藏主要受S1底剥蚀面控制，内部次一级断层控制油水分布，属于构造-岩性油藏。S1和S3段屬岩性油藏。
（3）重新认识了油水分布。
平面上：区块油气层主要受断层控制，分布在构造高部位及断层遮挡区域，局部受储层岩性控制。其中S2油层在低部位比较发育，高部位剥蚀，S3段油层受岩性控制为主，为岩性透镜状油气藏，没有统一的油水界面。
纵向上：区块为断层遮挡的层状气顶边水油藏，具有统一的油水界面，界面深度为-1615m。油层主要集中在储层下段发育3-4个小砂层。
（4）重新落实了剩余油分布
区块剩余油主要有三种类型：一是受原认识限制无油井控制的区域;二是井间水驱未波及以及靠近断层区域，由于断层的分隔和遮挡作用，在断层附近井网完善程度低，注入水波及不到，水淹程度低，剩余油相对富集;三是事故井附近油气潜力未充分动用。
3.2井位部署研究及实施效果
通过基础地质研究充分认识了区块剩余油分布规律，按照剩余油分布类型，重新调整区块注采井网，按照200m井距不规则井网部署，最大程度控制剩余油。
（1）部署产能新井，挖掘井间剩余油
在无油井控制区域、井间水驱未波及区域部署产能新井，挖掘井间剩余油。共部署审批产能井7口（油井6口、注水井1口）、侧钻1口。截止目前，共完钻投产4口，完钻待投1口，侧钻投产1口。
从完钻井储层发育情况来看，主力储层顶部发育油层，且高部位被剥蚀面削蚀，从新井测得RFT资料来看，区块地层压力水平较高（压力系数1.05），投产后供液能力较充足。
（2）利用侧钻技术，挖掘微构造剩余油
在事故井附近油气潜力未充分动用区域，应用侧钻技术，挖掘微构造高部位剩余油。在充分认识油层分布规律以及油井历史生产动态的基础上，在区块北部部署侧钻1口，电测解释较好，油层4.0m/1层，低产油层3.9m/2层，油水同层3.5m/2层，强水淹层12.4m/3层，中水淹层8.2m/2层，弱水淹层2.0m/1层，投产后，初期日产液23.6t，日产油4.7t，含水80%，目前日产液8.7t，日产油2.1t，日产气3445m3，含水76%，动液面1071m，阶段累产油2118.6t，累产气112.863×104m3。
（3）实施井网调整，完善区块注采系统
针对区块注水不均匀、平面矛盾突出的问题，根据新井实施情况，及时完善区块注采系统，一是及时转注1口，二是通过换管柱及重组恢复注水2口。预计增加水驱控制储量9.4×104t，提高水驱控制程度3.3%。同时针对区块北部整体水淹严重，油井产液量较高，含水较高，平面矛盾突出的问题，计划实施深部调驱3口，提高区块水驱动用程度，改善注水开发效果。预计可增加水驱控制储量9.4×104t，提高水驱控制程度3.3%。结合调驱预计单井日增油1.0t，3个井组年增油0.25×104t，提高采收率3%，增加可采储量5.43×104t。
4.结论及认识
（1）精细基础地质研究，重新认识地层格架，落实区块目的层，
是区块开发调整、井位部署成功的重要前提;
（2）实施井网调整，完善注采系统，提高水驱储量控制程度，是改善区块水驱效果、实现上产的主要手段;
（3）优选潜力区域，应用深部调驱技术，改善注水开发效果是实现区块二次开发的有效途径。
参考文献：
[1].油气田开发地质学的现状及发展趋势[J].胡旭，孙博宇.山东工业技术.2018（11）
[2].辽河盆地西部凹陷高二三区东部沙三、四段勘探目标评价及井位部署[D].丁军涛.东北石油大学2016
[3].中国含油气盆地沉积地质学进展[J].朱筱敏，钟大康，袁选俊，张惠良，朱世发，孙海涛，高志勇，鲜本忠.石油勘探与开发.2016
[4].石油地质研究中的特征与规律探析[J].牛强.石化技术.2017