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[摘 要]河50断块为稀油、高渗、低饱和、常压的高产屋脊式构造油藏。针对区块目前存在的层系井网不归位、主力层水淹严重、油水井井况问题突出、地层压力保持水平低等问题，通过实施人工仿强边水驱，提高断块采收率。实施分层增注及测调一体化技术，补充地层能量，加强稳产基础，进一步改善油藏开发效果。
[关键词]断块油藏 一体化治理 人工仿强边水驱 测调一体化技术
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0277-01
1 油藏概况
河50断块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，南为河52-1断块，西部与河31开发区相邻。含油面积1.4km2，地质储量554万吨，标定采收率48.7%。
2、一体化治理的必要性
2.1、层系归位率低，层系间动用不均衡
2009年综合调整后沙二段分四套层系生产，因新钻油井均钻遇下层系，投产时也采用了从下往上投的方式，导致了目前下层系油井密集，新油井层系归位率低，层系间动用不均衡。
2.2、油水井井况差，造成储量失控严重
断块区55口井中开井48口，带病生产井22口，占开井的45.8%；停产的7口井中有3口井存在井况问题，占停产井的42.9%。共计有25口存在井况问题，占总井数的34.2%。
2.3、油水井大段合采合注，层间动用不均衡
①、平面上：
主力层目前剩余油主要在构造高部位和无井控制区富集，腰部及边部水淹程度高。非主力层水淹程度低，剩余油相对富集。如河51-X144井原生产沙二96，间开，2012年5月补孔单采非主力层沙二23，油量9.8t/d，含水56.2%。而与该井相邻的河51-斜11井，生产沙一21-三下，含水高达99%。从而说明在大段合采的情况下非主力层未得到有效动用，水淹程度较低。
②、纵向上：
河50断块含油层系多，层间物性存在较大差异，在长期的开发中，油水井大多采取大段合采合注的开采方式。目前油井开井38口，2-4层合采率45%，5-8层合采率11%；水井开井12口，10口分层注水，但2层以上合注率达88%。而实际研究表明：在开发过程中油井合采层数及砂层厚度、分别不要多于5层及不要大于14m，层间储量才能得到较好动用、开发效果才能得以改善。因此河50断块沙一沙二的这种开采方式必然造成层间动用不均衡性。
2.4、地层压力保持水平低
在含水为90%、泵深1400m的情况下，要保持2MPa的生产压差，地层压降4.8MPa左右，为原始地层压力的77.4%，因此合理地层保持水平应在原始地层压力的75%左右，即地层压力保持在16MPa左右才能满足生产的需求。
目前河50断块油藏平均地层压力为14.8MPa，为原始地层压力的65.6%，压降为7.8MPa。压力保持水平较低，不能满足大幅度放大生产压差的需要。
从河50断块动液面随时间的变化曲线可以看出，动液面呈下降趋势，从开发初期的保持在232m以上，下降到目前的717m。因此地层压力保持水平较低。
2.5、水井问题突出，层段合格率低
断块目前水井总井13口，开井12口，分注井10口，但层段合格率仅为33.3%。
一是因井况问题导致注采井网不完善。统计该断块目前存在井况问题的井有2口，占总井数的15%；因注采井网不完善导致油井含水上升较快。如河50-斜46井，2009年10月22日新投生产沙二13，初期日液37.5吨，日油12.8吨，含水65.9%，仅35天含水就上升到90%，日油下降8t。对应水井河50-斜15井2009年7月检换作业时铅印显示为套管破损，暂维持注水。如河51-斜107井于2012年8月上作检换交大修，鱼顶为D73mm油管本体，深度1336.38m。停修。对应油井河50-斜29井从两向水驱变为单向水驱，油量从4.1t/d下降至目前的3.1t/d，含水从86.1%上升到目前的89.0%。
一是断块随着注水开发时间的延长，注水井启动压力不断增加，致使注水压力升高，注水困难，同时由于井况恶化、油层污染等原因使得水井日注有所下降，欠注井增多。断块目前欠注井3口，占总井数的23%，影响水量182m3/d。
统计河50断块注入水认识不清井有4口，占总井数的31%；主要是因管柱失效导致注入水主要进入高渗层，未达到细分注水的目的。
2.6、地面注水工程需要配套完善
河50注水站16MPa系统供水能力不足，需要扩能。
目前，该系统在装3台柱塞泵，设计供水能力1580m3/d，实际供水量已经达到1420m3/d，富余能力只有100余方，无法满足河50区块下步的开发调整需求。
3 一体化工作量部署
3.1、部署思路
（1）、油藏上：立足于层系归位，实现分层系均衡开发；
（2）、地面上：立足于系统扩能，地面增压，提高注水能力；
（3）、井筒里：立足于油水井况治理，提高老井利用率；
（4）、工艺上，立足于新技术、新工艺的实施，提高有效注水量；
3.2、具体工作部署
方案共部署新油井1口，油井大修3口，小修1口，补孔改层5口，氮气吞吐1口，C/O比测井2口，改层2口，共计油井工作量15口；油井转注2口，水井大修3口，下分层6口，水井增注1口，水井检换3口，共计水井工作量15口。
4 开发指标预测
河50断块调整后油井总井45口，开井36口，日液水平3223t，日油水平110t，综合含水96.6%，平均动液面770m，水井总井15口，开井13口，日注水平1644m3/d，月注采比为0.51，年产油量4.0×104t，年注水量60×104m3，自然递减10.96%，綜合递减8.68%。
[关键词]断块油藏 一体化治理 人工仿强边水驱 测调一体化技术
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0277-01
1 油藏概况
河50断块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，南为河52-1断块，西部与河31开发区相邻。含油面积1.4km2，地质储量554万吨，标定采收率48.7%。
2、一体化治理的必要性
2.1、层系归位率低，层系间动用不均衡
2009年综合调整后沙二段分四套层系生产，因新钻油井均钻遇下层系，投产时也采用了从下往上投的方式，导致了目前下层系油井密集，新油井层系归位率低，层系间动用不均衡。
2.2、油水井井况差，造成储量失控严重
断块区55口井中开井48口，带病生产井22口，占开井的45.8%；停产的7口井中有3口井存在井况问题，占停产井的42.9%。共计有25口存在井况问题，占总井数的34.2%。
2.3、油水井大段合采合注，层间动用不均衡
①、平面上：
主力层目前剩余油主要在构造高部位和无井控制区富集，腰部及边部水淹程度高。非主力层水淹程度低，剩余油相对富集。如河51-X144井原生产沙二96，间开，2012年5月补孔单采非主力层沙二23，油量9.8t/d，含水56.2%。而与该井相邻的河51-斜11井，生产沙一21-三下，含水高达99%。从而说明在大段合采的情况下非主力层未得到有效动用，水淹程度较低。
②、纵向上：
河50断块含油层系多，层间物性存在较大差异，在长期的开发中，油水井大多采取大段合采合注的开采方式。目前油井开井38口，2-4层合采率45%，5-8层合采率11%；水井开井12口，10口分层注水，但2层以上合注率达88%。而实际研究表明：在开发过程中油井合采层数及砂层厚度、分别不要多于5层及不要大于14m，层间储量才能得到较好动用、开发效果才能得以改善。因此河50断块沙一沙二的这种开采方式必然造成层间动用不均衡性。
2.4、地层压力保持水平低
在含水为90%、泵深1400m的情况下，要保持2MPa的生产压差，地层压降4.8MPa左右，为原始地层压力的77.4%，因此合理地层保持水平应在原始地层压力的75%左右，即地层压力保持在16MPa左右才能满足生产的需求。
目前河50断块油藏平均地层压力为14.8MPa，为原始地层压力的65.6%，压降为7.8MPa。压力保持水平较低，不能满足大幅度放大生产压差的需要。
从河50断块动液面随时间的变化曲线可以看出，动液面呈下降趋势，从开发初期的保持在232m以上，下降到目前的717m。因此地层压力保持水平较低。
2.5、水井问题突出，层段合格率低
断块目前水井总井13口，开井12口，分注井10口，但层段合格率仅为33.3%。
一是因井况问题导致注采井网不完善。统计该断块目前存在井况问题的井有2口，占总井数的15%；因注采井网不完善导致油井含水上升较快。如河50-斜46井，2009年10月22日新投生产沙二13，初期日液37.5吨，日油12.8吨，含水65.9%，仅35天含水就上升到90%，日油下降8t。对应水井河50-斜15井2009年7月检换作业时铅印显示为套管破损，暂维持注水。如河51-斜107井于2012年8月上作检换交大修，鱼顶为D73mm油管本体，深度1336.38m。停修。对应油井河50-斜29井从两向水驱变为单向水驱，油量从4.1t/d下降至目前的3.1t/d，含水从86.1%上升到目前的89.0%。
一是断块随着注水开发时间的延长，注水井启动压力不断增加，致使注水压力升高，注水困难，同时由于井况恶化、油层污染等原因使得水井日注有所下降，欠注井增多。断块目前欠注井3口，占总井数的23%，影响水量182m3/d。
统计河50断块注入水认识不清井有4口，占总井数的31%；主要是因管柱失效导致注入水主要进入高渗层，未达到细分注水的目的。
2.6、地面注水工程需要配套完善
河50注水站16MPa系统供水能力不足，需要扩能。
目前，该系统在装3台柱塞泵，设计供水能力1580m3/d，实际供水量已经达到1420m3/d，富余能力只有100余方，无法满足河50区块下步的开发调整需求。
3 一体化工作量部署
3.1、部署思路
（1）、油藏上：立足于层系归位，实现分层系均衡开发；
（2）、地面上：立足于系统扩能，地面增压，提高注水能力；
（3）、井筒里：立足于油水井况治理，提高老井利用率；
（4）、工艺上，立足于新技术、新工艺的实施，提高有效注水量；
3.2、具体工作部署
方案共部署新油井1口，油井大修3口，小修1口，补孔改层5口，氮气吞吐1口，C/O比测井2口，改层2口，共计油井工作量15口；油井转注2口，水井大修3口，下分层6口，水井增注1口，水井检换3口，共计水井工作量15口。
4 开发指标预测
河50断块调整后油井总井45口，开井36口，日液水平3223t，日油水平110t，综合含水96.6%，平均动液面770m，水井总井15口，开井13口，日注水平1644m3/d，月注采比为0.51，年产油量4.0×104t，年注水量60×104m3，自然递减10.96%，綜合递减8.68%。