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摘要：基于单稀油西部目前开发效果评价分析，应用油藏数值模拟研究单稀油西部剩余油分布状况，同时认识该块存在的问题：由于层系划分过粗，层间矛盾突出，造成动用不均衡。针对该块存在的问题，提出一套油田的整体挖潜和调整的技术思路和研究方法，完成单稀油西部细分层系调整方案，由原来的两套开发层系细分为五套开发层系，预计调整后新增产能4.4万吨，调整后15年累计产油207.7万吨，采出程度27.1%，具有良好的经济效益。
关键词：剩余油分布;细分层系;数值模拟;单家寺油田
单稀油西部位于单家寺油田中部，东与单18块相邻，西北与单6块接壤，南靠滨南大断层与滨南油田相邻，构造位置位于东营凹陷与滨县凸起之间的过渡地带。主力含油层系沙三下及沙四上，公报含油面积3.3Km2，地质储量657×104t。
1. 目前开发效果评价
1.1 储量动用程度评价
单稀油西部地质储量797万吨，目前井网控制储量616.9万吨，储量控制程度77.4%，其中非水驱控制储量19.7万吨，水驱控制储量597.1万吨，水驱储量控制程度74.9%。水驱动用储量491.4万吨，动用程度61.7%。目前水驱动用程度偏低。
1.2 能量保持水平评价
单稀油区块原始平均地层压力为18.8MPa，弹性开发阶段地层压力一度下降到10.6MPa。进行注水开发后地層压力开始回升，平均地层压力最高回复到16.6MPa，后期逐渐回落。目前地层平均压力为11.36MPa，能量保持水平为60%，地层能量保持水平较差。
1.3 层系适应性评价
单稀油西部四个断块中除了单14断块以外，单14-42、单14-30以及单142断块在开发时未划分开发层系，以一套层系开发，单14断块分为两套开发层系开发。从划分层系的非均质性来看，S3X开发层系渗透率级差为25，突进系数2.7;S4S开发层系渗透率级差为18，突进系数3.2;开发层系均表现出较强的层间非均值性。从储层物性分析，两套开发层系划分不适合。
1.4注采井网评价
通过统计，单家寺稀油区块总共统计注水井组49个，其中完善井组3个，较完善井组31个，不完善井组15个，包括较完善井组计算在内的井网完善程度为69.39%。
本次统计注采井层198.5个，厚度1422米。注采对应井层65.5个，单向对应井层88个，双向对应井层36个，三向对应井层6个，只注不采井层68.5个。从统计的注采井网完善程度和注采对应的情况来看，注采井网完善程度低。
1.5目前井网采收率评价
沙三下地层条件下原油粘度20.1MPa.s，沙四上地层条件下原油粘度4.1MPa.s。根据水驱曲线预测可采储量的适用条件，选择甲型和丙型水驱曲线估算采收率[2]。
当极限含水为98%时，根据丙型水驱特征曲线预测可采储量为230.3万吨，最终采收率为28.9%。
2. 存在问题及潜力分析
2.1 存在问题
单稀油西部共发育10个砂层组，目前分两套层系开发：S3、S4。总体来说井网对储量控制程度仅为77.4%，对储量控制程度偏低。
单稀油西部7个砂层组和25个小层采出程度差异大。其中S3X3、S4S3、S4S4等3个砂层组采出程度较高，在18-27%之间，S4S6、S4S7两个砂层组采出程度较低，在4-8.4%，下层系S4S3-7组采出程度、层间动用差异大。
2.2 潜力分析
从该区块地质储量、渗透率以及各小层采出程度对比来看，纵向上层间渗透性差异大，渗透率相对较大的ES3，采出程度较高，渗透率较低的ES4，采出程度偏低，层间动用差异大，具有细分层系的潜力。在加强井层注采管理的同时，对有潜力的个别井层实施补孔，完善注采井网，提高区块产能，改善区块开发效果。
3. 开发调整方案研究
3.1 开发调整技术经济政策
3.1.1 开发层系划分
通过对目前开发状况的效果评价，目前开发层系已不能适应增产稳产的需要，因此根据地质特征和动态分析结果对开发层系重新进行划分，本次分为五个开发层系。
3.1.2 井网井距论证
通过前面对目前井网井距的评价结果可知，目前的井网井距的适应性较差，重新划分开发层系后，需要进一步对井网井距进行完善。本次从经济角度，地层自身地质条件以及生产动态反应单井对储量控制能力三个方面综合确定井网井距。
3.1.3 合理注采比的确定
统计单稀油西部瞬时注采比和地层压力变化关系[4]，要使地层能量保持水平为初始状态的85%，瞬时注采比需要达到1.4，因此从恢复地层能量角度去考虑瞬时注采比的合理值应该为1.4。
3.2生产指标预测
调整后共新增产能4.4万吨。调整后15年累计产油207.7万吨，采出程度27.1%。
4. 总结
（1）通过开发效果评价认识到单稀油西部储量控制程度低、动用程度低，目前能量保持水平低，划分开发层系层间非均质性强，各层采出程度差别大，注采对应率低，注采井网完善程度低。
（2）应用油藏数值模拟软件研究了单稀油西部剩余油分布状况，储量拟合、区块历史拟合、单井历史拟合和生产动态拟合结果均表明数值模拟模型精度高。
（3）基于剩余油分布研究和生产规律分析成果，以完善注采井网、提高水驱控制程度和储量动用程度为目标，制定了单稀油西部开发调整方案，并预测了15 年的开发生产指标。
参考文献
[1]才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用[M].东营：石油大学出版社，2002：283-298.
[2]俞启泰，罗洪.我国陆上油田采收率与波及系数评价[J].油气采收率技术，2000，7（4）：33-37.
[3]刘立明，廖新维，陈钦雷.混合PEBI 网格精细油藏数值模拟应用研究[J].石油学报，2003，24（3）：64-67.
作者简介：李雯（1986-），女，工程师，现在胜利油田分公司滨南采油厂采油管理五区从事油田开发管理工作。
（作者单位：中石化胜利油田分公司滨南采油厂）
关键词：剩余油分布;细分层系;数值模拟;单家寺油田
单稀油西部位于单家寺油田中部，东与单18块相邻，西北与单6块接壤，南靠滨南大断层与滨南油田相邻，构造位置位于东营凹陷与滨县凸起之间的过渡地带。主力含油层系沙三下及沙四上，公报含油面积3.3Km2，地质储量657×104t。
1. 目前开发效果评价
1.1 储量动用程度评价
单稀油西部地质储量797万吨，目前井网控制储量616.9万吨，储量控制程度77.4%，其中非水驱控制储量19.7万吨，水驱控制储量597.1万吨，水驱储量控制程度74.9%。水驱动用储量491.4万吨，动用程度61.7%。目前水驱动用程度偏低。
1.2 能量保持水平评价
单稀油区块原始平均地层压力为18.8MPa，弹性开发阶段地层压力一度下降到10.6MPa。进行注水开发后地層压力开始回升，平均地层压力最高回复到16.6MPa，后期逐渐回落。目前地层平均压力为11.36MPa，能量保持水平为60%，地层能量保持水平较差。
1.3 层系适应性评价
单稀油西部四个断块中除了单14断块以外，单14-42、单14-30以及单142断块在开发时未划分开发层系，以一套层系开发，单14断块分为两套开发层系开发。从划分层系的非均质性来看，S3X开发层系渗透率级差为25，突进系数2.7;S4S开发层系渗透率级差为18，突进系数3.2;开发层系均表现出较强的层间非均值性。从储层物性分析，两套开发层系划分不适合。
1.4注采井网评价
通过统计，单家寺稀油区块总共统计注水井组49个，其中完善井组3个，较完善井组31个，不完善井组15个，包括较完善井组计算在内的井网完善程度为69.39%。
本次统计注采井层198.5个，厚度1422米。注采对应井层65.5个，单向对应井层88个，双向对应井层36个，三向对应井层6个，只注不采井层68.5个。从统计的注采井网完善程度和注采对应的情况来看，注采井网完善程度低。
1.5目前井网采收率评价
沙三下地层条件下原油粘度20.1MPa.s，沙四上地层条件下原油粘度4.1MPa.s。根据水驱曲线预测可采储量的适用条件，选择甲型和丙型水驱曲线估算采收率[2]。
当极限含水为98%时，根据丙型水驱特征曲线预测可采储量为230.3万吨，最终采收率为28.9%。
2. 存在问题及潜力分析
2.1 存在问题
单稀油西部共发育10个砂层组，目前分两套层系开发：S3、S4。总体来说井网对储量控制程度仅为77.4%，对储量控制程度偏低。
单稀油西部7个砂层组和25个小层采出程度差异大。其中S3X3、S4S3、S4S4等3个砂层组采出程度较高，在18-27%之间，S4S6、S4S7两个砂层组采出程度较低，在4-8.4%，下层系S4S3-7组采出程度、层间动用差异大。
2.2 潜力分析
从该区块地质储量、渗透率以及各小层采出程度对比来看，纵向上层间渗透性差异大，渗透率相对较大的ES3，采出程度较高，渗透率较低的ES4，采出程度偏低，层间动用差异大，具有细分层系的潜力。在加强井层注采管理的同时，对有潜力的个别井层实施补孔，完善注采井网，提高区块产能，改善区块开发效果。
3. 开发调整方案研究
3.1 开发调整技术经济政策
3.1.1 开发层系划分
通过对目前开发状况的效果评价，目前开发层系已不能适应增产稳产的需要，因此根据地质特征和动态分析结果对开发层系重新进行划分，本次分为五个开发层系。
3.1.2 井网井距论证
通过前面对目前井网井距的评价结果可知，目前的井网井距的适应性较差，重新划分开发层系后，需要进一步对井网井距进行完善。本次从经济角度，地层自身地质条件以及生产动态反应单井对储量控制能力三个方面综合确定井网井距。
3.1.3 合理注采比的确定
统计单稀油西部瞬时注采比和地层压力变化关系[4]，要使地层能量保持水平为初始状态的85%，瞬时注采比需要达到1.4，因此从恢复地层能量角度去考虑瞬时注采比的合理值应该为1.4。
3.2生产指标预测
调整后共新增产能4.4万吨。调整后15年累计产油207.7万吨，采出程度27.1%。
4. 总结
（1）通过开发效果评价认识到单稀油西部储量控制程度低、动用程度低，目前能量保持水平低，划分开发层系层间非均质性强，各层采出程度差别大，注采对应率低，注采井网完善程度低。
（2）应用油藏数值模拟软件研究了单稀油西部剩余油分布状况，储量拟合、区块历史拟合、单井历史拟合和生产动态拟合结果均表明数值模拟模型精度高。
（3）基于剩余油分布研究和生产规律分析成果，以完善注采井网、提高水驱控制程度和储量动用程度为目标，制定了单稀油西部开发调整方案，并预测了15 年的开发生产指标。
参考文献
[1]才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用[M].东营：石油大学出版社，2002：283-298.
[2]俞启泰，罗洪.我国陆上油田采收率与波及系数评价[J].油气采收率技术，2000，7（4）：33-37.
[3]刘立明，廖新维，陈钦雷.混合PEBI 网格精细油藏数值模拟应用研究[J].石油学报，2003，24（3）：64-67.
作者简介：李雯（1986-），女，工程师，现在胜利油田分公司滨南采油厂采油管理五区从事油田开发管理工作。
（作者单位：中石化胜利油田分公司滨南采油厂）