摘要：Y斷块位于辽河盆地东部凹陷**构造带的中段，纵向上发育三套含油层系，主力含油层系为S1、d，油层埋深在1613～2989m。受构造及储层发育影响，油藏剩余潜力认识不清，油水井井况复杂，注采对应系统不完善，递减率居高不下，耗水率较高，近年来通过重构注采井网，强化注水综合管理等工作，自然递减率下降15%，开发效果得到改善。
关键词：复杂断块;油藏开发;问题
1.概况
Y断块含油面积3.0km2，石油地质储量645×104t，可采储量146.4×104t，标定采收率22.7%，该块储层物性属中等，但非均质性严重。层内变异系数0.1-1.66，级差为1.22-784.22，突进系数1.14-7.38，层间变异系数为0.8-1.28，级差为12.2-784.4，突进系数2.4-7.5。原油性质属稀油，地面原油（50℃）粘度平均为6.13mPaS，密度（20℃）平均为0.8508g/cm3，地层水型为NaHCO3型，矿化度自上而下逐渐增加，d组总矿化度平均为1032.5mg/L;总矿化度平均为3442.6mg/L。
2.存在问题
（1）区块构造复杂，剩余油分布认识不清
Y断块构造复杂，区块内共发育10余条断层，内部部分断层认识不清，如茨50-082注水，在断层另一侧的茨48-G84井见到示踪剂。并且油井段长达1200米。层系内及层系间均为多套油水组合，没有统一的油水界面。导致油水关系复杂，剩余油分布认识不清。目前采出程度仅10.0%。
（2） 区块井况复杂，注采系统不完善
Y断块自96年投入开发，完钻各类油水井78井次（采油井63口，注水井15口），随着开发历程延长，受构造复杂，井段长，出砂等影响导致套变、落物、遇阻等井况井28口（采油井20口，注水井8口），套损比例为35.9%，其中停产13井次，影响日产油11.6t，导致4个井组注采系统不完善，2个井组有注无采，严重制约区块开发水平。
纵向矛盾突出，水驱储量动用程度低
区块纵向上层内、层间非均质性强;同时受井况限制，分注率低50%，分注井完好率低（40%）（12口注水井，正常注水10口井，分注井5口，封漏2井次因井况无法换管柱，井卡无法重组1井次）。受以上双重因素影响，水驱储量动用程度低，仅为49.7%，相对吸水量高于20%的60.6m/14层，占吸水厚度18.6%，相对吸水量占59.5%，层间矛盾突出。
3.主要工作
3.1强化注水综合治理，夯实区块稳产基础。
年初以来，针对区块特点，以“完善注水，改善注水”为原则，分区域治理，控制平面结构差异;分层调整，提高纵向油层动用程度;细化动态调配机制，改善区块开发效果。主要开展以下三方面工作：
一是完善局部注采井网，提高水驱控制程度。
针对新区局部注采井网不完善，油井产量快速递减问题，实施转注水1井次，区块注采井数比由1：3.6提高至1：3.3，水驱储量控制程度由57.9%提高至61.3%。
二是完善注采对应关系，提高水驱储量动用程度。
针对局部注采系统不完善问题，实施注水井大修、补层完善、分注、重组、投球等工作15井次，区块水驱储量动用程度由49.7%提高至54.4%。
三是加强动态调配，提高注水波及体积。
针对老区油水井生产情况，对区块内可正常注水的9口注水井，实施注水井动态调配47井次，分注水井调试17井次，日产油递减率所有缓解，阶段注水见效5井次，增油232t。
3.2着力套损治理，重构注采井网。
目前茨601块综合含水为91%，处于高含水阶段，油水井数比偏高（4.6：1），层系间压力差别大，套损严重，井况完好率低（采油井36.4%，注水井50.0%），注采系统不完善，注水能力与产液能力不匹配，根据注采平衡原理，确定合理油水井数比为2.3：1，实际油水井数比高于合理井数比0.5以上，需及时调整。
年初以来，细化单井潜力，结合井况完好程度，以套损井治理为契机，对套损无法修复，且位于剩余油富集区域的油水井，落实局部构造，完善并重构注采井网，个别井组实施井别互换，促进液流转向，部署并通过审批侧钻井7井次，实施转注水1井次，挖掘井间剩余潜力。7口侧钻井，目前投产3井次，初期日产液t，日产油t，正钻1井次，剩余3井口已下计划。
3.3细化措施潜力排序，挖掘油层剩余潜力。
自96年投入开发，经历25年的开发历程，区块剩余潜力日渐匮乏，措施难度逐年增加，为克服这一问题，充分利用动、静态监测资料，提高措施成功率，阶段共实施进攻性措施11井次，措施有效率为90.0%，初期日增油25.2t，日增气1.8×104m³，目前日增油8.6t，阶段增油2298t，增气56.2×104m³。
4.效果评价
4.1注水利用率低，含水上升率得以控制。
目前实际耗水率3.38m³/t，高于理论耗水率1.74m³/t;实际存水率0.27，远低于理论存水率0.41，注水利用率较低。
年内随着效益生产高含水关井，以及措施上产、精细注水等工作。含水上升速度减缓，年平均综合含水由90.43%下降至90.12%。由含水上升率与综合含水关系曲线可以看出，含水上升率由15.89%下降至-2.06% ，表明油田含水上升速度得以控制。
4.2水驱控制程度提高，水驱动用程度提高
通过实施注水工作量4井次（转注3井次，重组1井次），水驱储量控制程度由58.9%上升至59.3%，水驱储量动用程度由46.7%上升至49.7%。
4.3存水率持续偏低，地层压力下降。
近年来，受油水井井况复杂局限，注采对应系统不完善，注水利用率低，无限水循环严重，地层存水率持续偏低，同时新区无注水补层，导致地层压力下降，目前为15.2MPa。
4.4递减率有所缓和，水驱采收率低于标定值
2021年以来通过完善注采系统，精细动态调配，强化措施挖潜等工作，自然及综合递减率均有所下降。用水驱特征曲线预测最终采收率为98.7×104t，最终采收率为15.3%，低于标定值15.7%。
5. 总结
针对复杂断块油藏，认清区块存在问题，是确定下步治理方向的有利依据。通过“基础地质研究，储层精细评价，重构注采井网”，等手段，落实并挖掘剩余潜力，改善区块开发效果，提高最终采收率。