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摘 要：本文以低渗油藏现河庄油田河51单元为例，在分析了单元基本概况的基础上，就目前单元开发现状和形势，重点分析了影响单元采收率的注采井网不完善、水井问题突出、地层能量保持水平低三个方面的原因，并提出了下步调整方向。
关键词：采收率 井网不完善 有效注水 能量保持水平 动态监测
一、油藏基本概况
现河庄油田河51单元位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部，北为东辛油田营11块，南为现河庄油田河52-1断块，西部与河31开发区相邻。区块含油面积2.49km2，地质储量498×104t，标定采收率9.8%。
1.储层特征
1.1构造特征
河51单元沙三段构造简单，为东西和南北两条断层所夹持的反向屋脊式断块，地层为从西北向南东方向逐渐抬升的单斜，倾角大约为5-8°，东西向断层南倾，落差100m左右，延伸长度大，几乎横贯整个断块，倾角上陡下缓，约45°；南北向断层与东西向断层弧形相交，南部落差大，为70米左右，向北落差逐渐减小，并逐渐消失。断层东倾，倾角由上而下变缓，一般40°左右。断块内部无次一级断层切割[1]。
1.2储层分布特征
河51单元储层是东营三角洲自东南向西北不断推进，在古地形低洼区形成深湖-半深湖相三角洲前缘滑塌浊积砂体，体，分布均不连片，其中沙三1、2小层分布面积较大，为主力小层。沙三3小层砂体向北逐渐尖灭，仅在南部发育。
1.3物性特征
由于河51单元沙三段无取心井资料，借鉴邻区同类型油藏河159井岩心分析，孔隙度一般为18.5%-23.4%，平均为22.2%，渗透率变化范围为9.35-42.05×10-3μm2，平均为18.5×10-3μm2。
区块砂体中心渗透率最大，为 85×10-3μm2，向边缘逐渐变差，最小渗透率为0.6×10-3μm2，渗透率级差为143.8。孔隙度的平面变化特征与渗透率的平面变化特征相似[2]。
1.4敏感性特征
该地区沙三中储层为非速敏，无临界流速、中等-弱水敏，弱碱敏、非酸敏。
1.5油藏类型
综上所述，现河庄油田河51沙三中油藏属高压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。
2开发简历及现状
河51断块于1989年6月投入开发，按主要工作内容可以划分为三个大的开发阶段：
2.1产能扩建阶段（1989.6～2001.12）
该阶段单元新增地质储量12×104t，钻新井5口，整体为单体泵投产，初期平均单井产能109t。到阶段末油井开井6口，日产油127t，综合含水90%，水井开井1口，日注140m3，注采比0.22。阶段累产油48.2×104t，采油速度2.35%。
2.2整体开发阶段（2002.1～2009.1）
丛式井组整体投入开发，共动用含油面积1.4km2，地质储量554×104t，新钻油井13口，利用老井7口，新钻水井5口，利用老井1口，采用边部注水的开发方式，建成14×104t年生产能力[3]。
3.3综合挖潜阶段（2009.1～目前）
进入2009年后，断块进入高含水开发期，期间对沙三层低能低产油井及层段报废水井进行封堵、补孔上返层系生产，致使层系井网十分混乱。该阶段累产油24.7699×104t，阶段含水上升率0.18。
二、低采收率原因分析
1.局部井区注采井网不完善
目前区块北部储量动用不均衡，而东南部区域无井控制，井网不完善，井网适应性较差，导致油藏潜力得不到充分发挥，共影响储量183万吨。
例如，河51-斜139油井，2012.7月补孔沙二下稳小层前，单采沙三中层位，无水井对应，能量保持水平低，液量较低，动液面一直测不出，长期处于供液不足状态。日产液3.6t/d，日产油3.1t/d，含水12.6%。
2.水井问题突出，有效注水差
现河庄油田河51区块由于水井井况问题较为突出，尤其是套漏井较多，且套漏段主要集中在1500米以下，卡封有效期短，造成长期无效注水，影响水驱储量54.6×104t。
例如，水井河51-斜133油压降低，显示注水能力增强，而该井对应油井河51-斜135井于2012年年初液量下降，分析认为水井套漏，无效注水，造成油井能量保持水平低。
3.能量保持水平低
区块09年地层压力为20.23MPa，目前压力为16.05MPa，压降为29.95MPa，地层能量保持水平较低，尤其单采沙三中的油井液量较低。从动液面等值图中可以看出，油井液面较深，基本在1700米以下，严重供液不足。例如，河51-斜113井由于水驱控制程度低，该井长期供液不足，液量3.8t/d，含水12%，液面测不出。
4.水质不稳定，水井欠注
目前河51单元注水运行A2级（悬浮固体≤2mg/L，含油量≤6mg/L）水质标准，从区块水质监测结果可以看出，该区域注入水水质超标严重，尤其是悬浮固体含量，严重超标。如河51-斜116水井于2013.3月转注，增注有效期短。
三、下步治理对策
1.完善井网，补充地层能量
针对河51区块局部井区注采井网不完善、能量保持水平低的问题，对部分油井实施转注，完善注采井网[4]。
该井区目前河51-斜139油井沙三中只采不注，2012.10之前低能低产，补孔沙二下稳3-4小层后日液上升明显。下步建议在该区新钻水井1口，钻遇小层3个，厚度9.6米，预计增加水驱储量9.5万吨。
2.攻欠增注，提高地层能量保持水平
经过论证，目前有4口水井由于套漏，卡封失效，需检管重新卡封，恢复正常注水，其中，2口水井套漏段位于1500米以下，1口水井待找漏上作，1口水井井口位置套漏。
河51-斜137井2013.1月封隔器找漏确认漏失段，4.2-15.5米套漏，卡封后有效期短，目前带病注水，造成无效注水，影响水驱效果，下步计划大修换套。
3.层系归位，提高油井产能
目前河51-斜100、河51-斜130两口油井与上层系合采，均为电泵井，含水高，产能较低，下步对2口油井实施卡封，层系归位，提高产能。
4.加强动态监测
针对目前油压<28MPa、日注>10m3/d的注水井，优选4口井开展吸水剖面测试工作。同时，加大对油井测压力度，选取5口油井进行压力测试。
四、结论
低渗油藏采收率受多方面的原因制约，包括注采井网的完善程度、有效注水量的多少、地层能量保持水平等，提高低渗油藏采收率应以注足水为前提，完善注采井网，提高水驱储量控制程度，同时，油、水井的动态监测工作势在必行。
参考文献
[1] 戴俊生.构造地质学及大地构造[M].北京：石油工业出版社，2006.
[2] 叶庆全，袁敏.油气田开发常用名词解释[M].北京：石油工业出版社，2009.
[3] 方凌云，万新德等.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京：石油工业出版社，1998.
[4] 修乃岭，雄伟等.低渗透油藏不稳定渗流注水见效时间与井距的关系[J].石油地质与工程，2008，22（1）：55-57.
作者简介：李真（1986-），女，助理工程师，目前从事油气田开发技术工作。
关键词：采收率 井网不完善 有效注水 能量保持水平 动态监测
一、油藏基本概况
现河庄油田河51单元位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部，北为东辛油田营11块，南为现河庄油田河52-1断块，西部与河31开发区相邻。区块含油面积2.49km2，地质储量498×104t，标定采收率9.8%。
1.储层特征
1.1构造特征
河51单元沙三段构造简单，为东西和南北两条断层所夹持的反向屋脊式断块，地层为从西北向南东方向逐渐抬升的单斜，倾角大约为5-8°，东西向断层南倾，落差100m左右，延伸长度大，几乎横贯整个断块，倾角上陡下缓，约45°；南北向断层与东西向断层弧形相交，南部落差大，为70米左右，向北落差逐渐减小，并逐渐消失。断层东倾，倾角由上而下变缓，一般40°左右。断块内部无次一级断层切割[1]。
1.2储层分布特征
河51单元储层是东营三角洲自东南向西北不断推进，在古地形低洼区形成深湖-半深湖相三角洲前缘滑塌浊积砂体，体，分布均不连片，其中沙三1、2小层分布面积较大，为主力小层。沙三3小层砂体向北逐渐尖灭，仅在南部发育。
1.3物性特征
由于河51单元沙三段无取心井资料，借鉴邻区同类型油藏河159井岩心分析，孔隙度一般为18.5%-23.4%，平均为22.2%，渗透率变化范围为9.35-42.05×10-3μm2，平均为18.5×10-3μm2。
区块砂体中心渗透率最大，为 85×10-3μm2，向边缘逐渐变差，最小渗透率为0.6×10-3μm2，渗透率级差为143.8。孔隙度的平面变化特征与渗透率的平面变化特征相似[2]。
1.4敏感性特征
该地区沙三中储层为非速敏，无临界流速、中等-弱水敏，弱碱敏、非酸敏。
1.5油藏类型
综上所述，现河庄油田河51沙三中油藏属高压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。
2开发简历及现状
河51断块于1989年6月投入开发，按主要工作内容可以划分为三个大的开发阶段：
2.1产能扩建阶段（1989.6～2001.12）
该阶段单元新增地质储量12×104t，钻新井5口，整体为单体泵投产，初期平均单井产能109t。到阶段末油井开井6口，日产油127t，综合含水90%，水井开井1口，日注140m3，注采比0.22。阶段累产油48.2×104t，采油速度2.35%。
2.2整体开发阶段（2002.1～2009.1）
丛式井组整体投入开发，共动用含油面积1.4km2，地质储量554×104t，新钻油井13口，利用老井7口，新钻水井5口，利用老井1口，采用边部注水的开发方式，建成14×104t年生产能力[3]。
3.3综合挖潜阶段（2009.1～目前）
进入2009年后，断块进入高含水开发期，期间对沙三层低能低产油井及层段报废水井进行封堵、补孔上返层系生产，致使层系井网十分混乱。该阶段累产油24.7699×104t，阶段含水上升率0.18。
二、低采收率原因分析
1.局部井区注采井网不完善
目前区块北部储量动用不均衡，而东南部区域无井控制，井网不完善，井网适应性较差，导致油藏潜力得不到充分发挥，共影响储量183万吨。
例如，河51-斜139油井，2012.7月补孔沙二下稳小层前，单采沙三中层位，无水井对应，能量保持水平低，液量较低，动液面一直测不出，长期处于供液不足状态。日产液3.6t/d，日产油3.1t/d，含水12.6%。
2.水井问题突出，有效注水差
现河庄油田河51区块由于水井井况问题较为突出，尤其是套漏井较多，且套漏段主要集中在1500米以下，卡封有效期短，造成长期无效注水，影响水驱储量54.6×104t。
例如，水井河51-斜133油压降低，显示注水能力增强，而该井对应油井河51-斜135井于2012年年初液量下降，分析认为水井套漏，无效注水，造成油井能量保持水平低。
3.能量保持水平低
区块09年地层压力为20.23MPa，目前压力为16.05MPa，压降为29.95MPa，地层能量保持水平较低，尤其单采沙三中的油井液量较低。从动液面等值图中可以看出，油井液面较深，基本在1700米以下，严重供液不足。例如，河51-斜113井由于水驱控制程度低，该井长期供液不足，液量3.8t/d，含水12%，液面测不出。
4.水质不稳定，水井欠注
目前河51单元注水运行A2级（悬浮固体≤2mg/L，含油量≤6mg/L）水质标准，从区块水质监测结果可以看出，该区域注入水水质超标严重，尤其是悬浮固体含量，严重超标。如河51-斜116水井于2013.3月转注，增注有效期短。
三、下步治理对策
1.完善井网，补充地层能量
针对河51区块局部井区注采井网不完善、能量保持水平低的问题，对部分油井实施转注，完善注采井网[4]。
该井区目前河51-斜139油井沙三中只采不注，2012.10之前低能低产，补孔沙二下稳3-4小层后日液上升明显。下步建议在该区新钻水井1口，钻遇小层3个，厚度9.6米，预计增加水驱储量9.5万吨。
2.攻欠增注，提高地层能量保持水平
经过论证，目前有4口水井由于套漏，卡封失效，需检管重新卡封，恢复正常注水，其中，2口水井套漏段位于1500米以下，1口水井待找漏上作，1口水井井口位置套漏。
河51-斜137井2013.1月封隔器找漏确认漏失段，4.2-15.5米套漏，卡封后有效期短，目前带病注水，造成无效注水，影响水驱效果，下步计划大修换套。
3.层系归位，提高油井产能
目前河51-斜100、河51-斜130两口油井与上层系合采，均为电泵井，含水高，产能较低，下步对2口油井实施卡封，层系归位，提高产能。
4.加强动态监测
针对目前油压<28MPa、日注>10m3/d的注水井，优选4口井开展吸水剖面测试工作。同时，加大对油井测压力度，选取5口油井进行压力测试。
四、结论
低渗油藏采收率受多方面的原因制约，包括注采井网的完善程度、有效注水量的多少、地层能量保持水平等，提高低渗油藏采收率应以注足水为前提，完善注采井网，提高水驱储量控制程度，同时，油、水井的动态监测工作势在必行。
参考文献
[1] 戴俊生.构造地质学及大地构造[M].北京：石油工业出版社，2006.
[2] 叶庆全，袁敏.油气田开发常用名词解释[M].北京：石油工业出版社，2009.
[3] 方凌云，万新德等.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京：石油工业出版社，1998.
[4] 修乃岭，雄伟等.低渗透油藏不稳定渗流注水见效时间与井距的关系[J].石油地质与工程，2008，22（1）：55-57.
作者简介：李真（1986-），女，助理工程师，目前从事油气田开发技术工作。