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[摘要]：草13断块沙四段油藏为具有边水的构造岩性普通稠油油藏，位于乐安油田的西部，为断层切割遮挡的继承性断鼻构造，自1986年12月开始陆续投入注水井进行注水开发，已进入高含水开发阶段，存在的主要问题是边部储量控制程度差，动用程度低；油水井井况差，造成井网二次不完善，储量损失严重，油水井长期合采合注，造成储量动用程度差异大；针对存在问题对草13断块进行潜力分析及综合调整效果评价，采用补钻油水井完善井网、挤入降粘剂降粘的开采方式提高采出程度；沙四段3砂层组通过综合调整改善其开发效果；沙四段4砂层组通过完善井网增加动用程度，而稀油部分可加强注采调整改善开发效果。
[关键词]：稠油 注采调整 开发效果
中图分类号：TE345 文献标识码：TE 文章编号：1009-914X（2012）12- 0216 -01
一、区块概况
草13断块位于乐安油田的西部，处于石村断层上升盘，为一个自孔店组到明化镇早期地层北倾、南界被石村断层切割遮挡的继承性断鼻构造。平面上自西向东可分为五个小断块，中部为草31主力断块。纵向上发现馆陶组、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段、孔店组六套含油气层系，其中沙四段是本块的主要含油层系，含油面积4.8Km2，地质储量778×104t。沙四段于1986年6月开始布井投产，自1986年12月开始陆续投入注水井进行注水开发，目前开发已达19年，已进入高含水开发阶段。
二、油藏基本地质特征
草31断块构造简单，南部受石村大断层的控制，地层倾角4-5℃，为一典型的反向屋脊式断块油气藏。草十三断块沙四段共分三套砂层组，其中沙四2砂层组为浅湖、泻湖相沉积，岩性以生物灰岩为主；沙四3、4砂层组为三角洲前缘分流河道微相沉积，岩性以粉砂岩、粉细砂岩为主。油层层数多，总厚度大，油层埋深浅，含油井段集中：储层纵向上分为三个油砂体，31个含油小层。沙四段油层平均有效厚度為17.9m，但单层厚度小，一般为0.8-2.0m。油层埋深较浅，油层中深在1330m左右，含油井段1290-1350米。储层胶结疏松，岩性细，渗透率低：沙四段第二砂层组岩性以灰质岩类为主，为特殊岩性段，三、四砂层组以粉砂岩、粉细砂岩为主：沙四段二砂层组与三砂层组之间隔层分布不稳定，三、四砂层组之间隔层分布稳定，主力油层连通性好。依据对草31块沙四段的构造特征分析，结合油水分布规律及流体性质资料，可以确定沙四段油藏类型为具有边水的构造岩性普通稠油油藏。
三、开发简历
1、产能建设阶段（86.6---87.6）。草31断块于1986年6月开始布井，以300-350m井距，五点法不规则面积井网分三套开发层系。1986年12月开始转入注水开发，至87年6月底共投产油井31口，水井16口，阶段产油20.0576×104t，阶段采出程度2.31%，阶段注采比0.33t/t，综合含水31.3%。
2、综合治理阶段（87.7—96.12）。从87年6月开始，调整了水井的配注，部分油井转水井，到90年12月，区块注水井达到19口，93年-96年陆续打新井10口，区块油井达到34口。阶段采油51.9113×104t，阶段采出程度5.97%，阶段注采比1.4t/t，综合含水80.8%，阶段压降1.4MPa。
3、低速开发阶段（97.1-目前）。沙四段开发水平持续下降，产量递减加大。日液水平由1997年1月的580t/d降至目前的313t/d，日油水平由104t/d下降至目前的47t/d，综合含水由82.0%上升至目前的84.9%。
草31块沙四段目前共有油井27口，水井5口，油井开井17口，日液水平313t/d，日油水平47t/d，综合含水84.9%，平均动液面311m，累积采油94.4221×104t，累积采水290.3971×104t，采油速度0.20%，采出程度10.87%；水井开井5口，日注水平349m3/d，累积注水量366.7036×104tm3，累注采比0.95。
四、存在的主要问题
（1）边部储量控制程度差，动用程度低。稠油区开采现状 草31块沙四段边部稠油区含油面积2Km2，地质储量302×104t。原开发井网中的6口油井全部停产，5口水井全部停注，其中有5口油井和3口水井因井况原因报废。（2）油水井井况差，造成井网二次不完善，储量损失严重。由于早期各项配套工艺不完善，造成油水井作业频繁、井况极差，报废井多。 （3）油水井长期合采合注，造成储量动用程度差异大。平面上区块井组间水驱效果差异大，注水效果相对较好的区域位于区块的中部及东部区域，顶部及西部区域水驱效果较差；主要与油层物性及油井受效有关：区块东部区域储层物性较好，水驱见效明显，而西部区域物性比东部区域略差，水驱见效慢，油井供液差，导致关停井多，区域水驱效果较差。
五、潜力分析
（1）边部稠油区潜力。稠油区含油面积2km2，地质储量302x104t，采出程度1.52%，仍有297x104t的剩余地质储量未动用，若全面动用，按15%的采收率计算，可增加可采储量40x104t。草31块沙四段边部稠油区基本仍处于未动用状态，储量落实，具备重新开发的潜力。（2）内部开发区潜力。本区储层纵向上分为三套含油砂层组，31个含油小层，纵向上非均质性严重，各层在生产过程中存在严重的驱替不均衡，各小层动用程度差异大。稠油区部分的储量可以通过完善井网增加动用程度，而稀油部分可加强注采调整改善开发效果。通过潜力分析，草13断块沙四段存在一定的潜力，非稠油区通过更新、转注、大修完善注采井网，以沙四段为目的层。共设计新钻井22口，其中油井16口，水井6口。
六、实施效果评价
草31块沙四段调整方案新井规划1.6万吨产量，年初规划投产22口井（油井16口，水井6口），预测单井日产油能力7.5t/d，实际投产8口，目前日产油能力仅为9.2吨/天，生产效果较方案设计相差较远。新井开发效果不理想，生产主力层的油井高含水，而生产非主力层的油井供液能力差，这是制约新井产量的主要原因，原因分析如下：（1）主力油层水淹程度高。结合电阻率曲线（新井明显低于老井的电阻率曲线），初步认为是油层水淹导致油井含水较高。分析认为，沙四31-3主力小层吸水好，动用程度高，已基本水淹，剩余油应主要集中在其它非主力小层。（2）非主力小层地层能量差 后期投产的新井吸取前面的教训，优先射开非主力小层沙四4生产，虽然油井含水较低，但天然能量较差，由于井网不完善，只能依靠天然能量开采，开发效果较差，因而未达到方案设计指标。
七、结论及下步攻关方向
综上所述，我们得出草13断块沙四段具有一定的潜力：沙四段2砂层组原油较稠，井网控制程度低，可采用补钻油水井完善井网、挤入降粘剂降粘的开采方式提高采出程度，改善开发效果；沙四段3砂层组油层物性相对较好，砂体展布较均匀，主要通过综合调整来改善其开发效果；沙四段4砂层组为草13断块的主力层系，完善注采井网，加强注采调整，增加动用程度。我们确定了下步攻关方向：以提高采收率为原则，以注采调整为基本目标，偏重油井工作量向油水井工作量并重转变，完善注采井网。探讨沙四4水平井开发的可行性研究。
[关键词]：稠油 注采调整 开发效果
中图分类号：TE345 文献标识码：TE 文章编号：1009-914X（2012）12- 0216 -01
一、区块概况
草13断块位于乐安油田的西部，处于石村断层上升盘，为一个自孔店组到明化镇早期地层北倾、南界被石村断层切割遮挡的继承性断鼻构造。平面上自西向东可分为五个小断块，中部为草31主力断块。纵向上发现馆陶组、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段、孔店组六套含油气层系，其中沙四段是本块的主要含油层系，含油面积4.8Km2，地质储量778×104t。沙四段于1986年6月开始布井投产，自1986年12月开始陆续投入注水井进行注水开发，目前开发已达19年，已进入高含水开发阶段。
二、油藏基本地质特征
草31断块构造简单，南部受石村大断层的控制，地层倾角4-5℃，为一典型的反向屋脊式断块油气藏。草十三断块沙四段共分三套砂层组，其中沙四2砂层组为浅湖、泻湖相沉积，岩性以生物灰岩为主；沙四3、4砂层组为三角洲前缘分流河道微相沉积，岩性以粉砂岩、粉细砂岩为主。油层层数多，总厚度大，油层埋深浅，含油井段集中：储层纵向上分为三个油砂体，31个含油小层。沙四段油层平均有效厚度為17.9m，但单层厚度小，一般为0.8-2.0m。油层埋深较浅，油层中深在1330m左右，含油井段1290-1350米。储层胶结疏松，岩性细，渗透率低：沙四段第二砂层组岩性以灰质岩类为主，为特殊岩性段，三、四砂层组以粉砂岩、粉细砂岩为主：沙四段二砂层组与三砂层组之间隔层分布不稳定，三、四砂层组之间隔层分布稳定，主力油层连通性好。依据对草31块沙四段的构造特征分析，结合油水分布规律及流体性质资料，可以确定沙四段油藏类型为具有边水的构造岩性普通稠油油藏。
三、开发简历
1、产能建设阶段（86.6---87.6）。草31断块于1986年6月开始布井，以300-350m井距，五点法不规则面积井网分三套开发层系。1986年12月开始转入注水开发，至87年6月底共投产油井31口，水井16口，阶段产油20.0576×104t，阶段采出程度2.31%，阶段注采比0.33t/t，综合含水31.3%。
2、综合治理阶段（87.7—96.12）。从87年6月开始，调整了水井的配注，部分油井转水井，到90年12月，区块注水井达到19口，93年-96年陆续打新井10口，区块油井达到34口。阶段采油51.9113×104t，阶段采出程度5.97%，阶段注采比1.4t/t，综合含水80.8%，阶段压降1.4MPa。
3、低速开发阶段（97.1-目前）。沙四段开发水平持续下降，产量递减加大。日液水平由1997年1月的580t/d降至目前的313t/d，日油水平由104t/d下降至目前的47t/d，综合含水由82.0%上升至目前的84.9%。
草31块沙四段目前共有油井27口，水井5口，油井开井17口，日液水平313t/d，日油水平47t/d，综合含水84.9%，平均动液面311m，累积采油94.4221×104t，累积采水290.3971×104t，采油速度0.20%，采出程度10.87%；水井开井5口，日注水平349m3/d，累积注水量366.7036×104tm3，累注采比0.95。
四、存在的主要问题
（1）边部储量控制程度差，动用程度低。稠油区开采现状 草31块沙四段边部稠油区含油面积2Km2，地质储量302×104t。原开发井网中的6口油井全部停产，5口水井全部停注，其中有5口油井和3口水井因井况原因报废。（2）油水井井况差，造成井网二次不完善，储量损失严重。由于早期各项配套工艺不完善，造成油水井作业频繁、井况极差，报废井多。 （3）油水井长期合采合注，造成储量动用程度差异大。平面上区块井组间水驱效果差异大，注水效果相对较好的区域位于区块的中部及东部区域，顶部及西部区域水驱效果较差；主要与油层物性及油井受效有关：区块东部区域储层物性较好，水驱见效明显，而西部区域物性比东部区域略差，水驱见效慢，油井供液差，导致关停井多，区域水驱效果较差。
五、潜力分析
（1）边部稠油区潜力。稠油区含油面积2km2，地质储量302x104t，采出程度1.52%，仍有297x104t的剩余地质储量未动用，若全面动用，按15%的采收率计算，可增加可采储量40x104t。草31块沙四段边部稠油区基本仍处于未动用状态，储量落实，具备重新开发的潜力。（2）内部开发区潜力。本区储层纵向上分为三套含油砂层组，31个含油小层，纵向上非均质性严重，各层在生产过程中存在严重的驱替不均衡，各小层动用程度差异大。稠油区部分的储量可以通过完善井网增加动用程度，而稀油部分可加强注采调整改善开发效果。通过潜力分析，草13断块沙四段存在一定的潜力，非稠油区通过更新、转注、大修完善注采井网，以沙四段为目的层。共设计新钻井22口，其中油井16口，水井6口。
六、实施效果评价
草31块沙四段调整方案新井规划1.6万吨产量，年初规划投产22口井（油井16口，水井6口），预测单井日产油能力7.5t/d，实际投产8口，目前日产油能力仅为9.2吨/天，生产效果较方案设计相差较远。新井开发效果不理想，生产主力层的油井高含水，而生产非主力层的油井供液能力差，这是制约新井产量的主要原因，原因分析如下：（1）主力油层水淹程度高。结合电阻率曲线（新井明显低于老井的电阻率曲线），初步认为是油层水淹导致油井含水较高。分析认为，沙四31-3主力小层吸水好，动用程度高，已基本水淹，剩余油应主要集中在其它非主力小层。（2）非主力小层地层能量差 后期投产的新井吸取前面的教训，优先射开非主力小层沙四4生产，虽然油井含水较低，但天然能量较差，由于井网不完善，只能依靠天然能量开采，开发效果较差，因而未达到方案设计指标。
七、结论及下步攻关方向
综上所述，我们得出草13断块沙四段具有一定的潜力：沙四段2砂层组原油较稠，井网控制程度低，可采用补钻油水井完善井网、挤入降粘剂降粘的开采方式提高采出程度，改善开发效果；沙四段3砂层组油层物性相对较好，砂体展布较均匀，主要通过综合调整来改善其开发效果；沙四段4砂层组为草13断块的主力层系，完善注采井网，加强注采调整，增加动用程度。我们确定了下步攻关方向：以提高采收率为原则，以注采调整为基本目标，偏重油井工作量向油水井工作量并重转变，完善注采井网。探讨沙四4水平井开发的可行性研究。