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[摘 要]林樊家油田孔店组始动于1996年，属于角度不整合油藏，油层薄且不连续，直井钻遇率低，初期平均单井日产油仅2.1吨，采出程度1.6%，开发效果不理想。2013年以来，通过加强油藏工艺一体化研究，进一步精细油藏描述，优化应用水平井分段充填技术，配套大斜度分层注水工艺，在该区块投产油井58口，日油水平209t/d。投注水井19口，日注水平719m3/d，开发效果大幅改善。
[关键词]角度不整合 出砂油藏 分层注水 采收率
中图分类号：TE249 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）20-0340-01
一、油藏基本概况
林樊家油田孔店组为角度不整合油藏，石油地质储量597X104吨。1983年12月开始试油，1990年3月开始试采。孔店组油层受地层剥蚀影响，油层分布在剥蚀线附近，油水关系复杂，油水界面不统一，多具边底水。地层埋藏浅易出砂，2013年以前由于防砂工艺技术不适应，导致地质储量一直未能有效动用。
二、角度不整合油藏开发技术
以一体化的运行模式加强地质、油藏、钻井、工艺、作业、注采等多家单位结合，按照一口井就是一个系统工程的理念，大力加强油藏地质研究、单井设计优化、钻井监督检查及动态跟踪调整工作，提高了单井产能，实现林中九角度不整合油藏难动储量的高效开发。
（一）精细地层对比，落实储层空间展布
通过对地震和测井资料综合分析，强化地层对比、不整合面解释等研究，将林中9块孔店组划分为14个砂层组、67个小层，主力含油小层19个、单砂体41个，建立阶梯对比模式，利用负二阶导数变换，精细刻画剥蚀面构造形态，提高该区块油藏描述精准度。同时，采取穿层水平井与巷道水平井组合的布井方式，有效解决油层钻遇率低的难题，储量控制程度达90%。
（二）强化源头设计优化，提高新井设计质量
利用数模技术和油藏工程方法，开展“七项”单井优化部署：①优化开发方式，确定采用直井在油水界面以外注水，顶部水平井产油，建立仿人工边水驱模式，最大限度控制水驱储量。②单井井型优化，优选穿层水平井和巷道水平井组合开发，穿层井既落实钻遇含油砂体露头位置，提高巷道水平井油层钻遇率，又可以有效动用孔店组非主力单砂体，提高储量控制程度。③水平井纵向位置优化，确定水平段部署在油层顶部距剥蚀面下1-2m左右，避开储层物性差的剥蚀面顶面。④水平井生产长度优化，利用油藏工程方法及经济技术界限研究方法，确定穿层水平井水平段长度600m，巷道水平井水平段长度250m至300m。⑤水平井井距优化，模拟不同井距下油井井间剩余油富集状态，确定井距250m。⑥穿层水平井射孔方式优化，针对穿层水平井合采层间矛盾突出的问题，通过不同射孔方式模拟，确定分段射孔方式。⑦注采参数优化，开展注水时机、注采井距、注采比三项数模优化研究，确定立足于早期注水，注采井距300m，第一年注采比为1.8。
（三）强化钻井跟踪调整，提高新井钻井质量
通过精细断层解释、储层预测、地层对比，优化落实各项设计参数，及时跟踪新井钻井，实现井身轨迹全过程监控，实时调整优化。优化采用FEWD/LWD随钻地质导向系统，采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位，在进入靶点时，通过精确控制井斜角度、精细对比参数变化、及时反馈调整，实现钻井准确入靶。在水平段钻进环节，通过抓好稳定井斜钻进、连续落实数据变化，提高水平井油层钻遇率。 加大对钻井泥浆助剂和钻井液性能监督检测，及时抽样化验，最大程度降低储层伤害。林中九块完钻水平井水平段长度平均为384米，设计符合率达到90%以上。
（四）强化工程工艺配套，提高新井达标率
投产工艺采取分层防砂技术，穿层井采用悬挂滤砂筛管+挤压充填防砂，发挥充填效果好、密封性能高、节省作业时间、操作方便等优点。结合国内外先进经验与该区块特点，对水平井分段充填配套技术的充填滑套开关、管柱组合方式等关键环节进行创新优化，采用“刚性弹簧+弹性套”双项保险，提高充填口开关控制技术的稳定性；采用“钻完井工艺+充填滑套”优化配套，实现一趟管柱多段充填，提升单井水平段充填有效率，解决了该区块油层物性差异大、单井水平段距离长（平均254m）、常规充填工藝无法实现油层均匀改造的难题，单井日增液4.5t、日增油2.1t。
（五）配套分层注水技术，及时补充地层能量
结合不整合油藏特点，应用大斜度（最大井斜46°）分层注水工艺，保障注水效果。优化采用空心分层注水工艺，使用非金属扶正器和限流底球，保证管柱和洗井阀居中，提高管柱有效期。配套测调一体化技术，仪器一次下井即可完成所有层位测试工作，提高测调效率。控制地层出砂，采用高强度化学分子防砂材料固结地层砂，配套大斜度防返吐分层注水管柱，防止地层出砂。截至目前，该区块已投产水井16口，累计注水33.4X104m3，注采对应率、层段合格率、分注率分别达82.3%、100%、81%。同时加强新井完钻投产效果跟踪分析，及时调整油水井生产参数，保障单元产能建设效果。
三、实施效果及认识
通过井网加密调整、油藏工艺一体化治理，林东单元稳产基础得到进一步加强，取得了良好的开发效果，采收率有了明显的提高。
（一）开发效果明显变好
1、储量动用程度提高。实施调整后，孔店组未动石油地质储量597X104t得到有效动用，增加了采油厂增油增效新增地，有力促进油田可持续发展。
2、产量上升明显。截止目前该块投产油井58口，目前开53口，日液水平115t/d，日油水平209t/d；投注水井19口，开注18口，日注水平719m3/d，采油速度1.24%，年产油7.5X104t。
（二）几点认识
1、精细地质研究是油田开发的基础，尤其是大量地震属性资料的提取与预测，为开发方案的高水平编制打下了基础。
2、合理开发方式是单元高效开发的关键，通过油藏数值模拟技术，准确论证了合理的井网组合方式及生产参数，为后期生产管理提供了有利条件。
3、工艺技术的进步实现了单元储量的有效动用，是解放油层生产能力的保障。
4、及时注水补充地层能量，油井生产稳定，是单元长期稳定开发的基础。
参考文献
[1] 王志章.现代油藏描述技术.北京：石油工业出版社，1999
[2] 彭易强.大庆石油地质与开发，2002，46（13）
[3] 陈元千.实用油气藏工程方法.北京：石油大学出版社，1998.
[关键词]角度不整合 出砂油藏 分层注水 采收率
中图分类号：TE249 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）20-0340-01
一、油藏基本概况
林樊家油田孔店组为角度不整合油藏，石油地质储量597X104吨。1983年12月开始试油，1990年3月开始试采。孔店组油层受地层剥蚀影响，油层分布在剥蚀线附近，油水关系复杂，油水界面不统一，多具边底水。地层埋藏浅易出砂，2013年以前由于防砂工艺技术不适应，导致地质储量一直未能有效动用。
二、角度不整合油藏开发技术
以一体化的运行模式加强地质、油藏、钻井、工艺、作业、注采等多家单位结合，按照一口井就是一个系统工程的理念，大力加强油藏地质研究、单井设计优化、钻井监督检查及动态跟踪调整工作，提高了单井产能，实现林中九角度不整合油藏难动储量的高效开发。
（一）精细地层对比，落实储层空间展布
通过对地震和测井资料综合分析，强化地层对比、不整合面解释等研究，将林中9块孔店组划分为14个砂层组、67个小层，主力含油小层19个、单砂体41个，建立阶梯对比模式，利用负二阶导数变换，精细刻画剥蚀面构造形态，提高该区块油藏描述精准度。同时，采取穿层水平井与巷道水平井组合的布井方式，有效解决油层钻遇率低的难题，储量控制程度达90%。
（二）强化源头设计优化，提高新井设计质量
利用数模技术和油藏工程方法，开展“七项”单井优化部署：①优化开发方式，确定采用直井在油水界面以外注水，顶部水平井产油，建立仿人工边水驱模式，最大限度控制水驱储量。②单井井型优化，优选穿层水平井和巷道水平井组合开发，穿层井既落实钻遇含油砂体露头位置，提高巷道水平井油层钻遇率，又可以有效动用孔店组非主力单砂体，提高储量控制程度。③水平井纵向位置优化，确定水平段部署在油层顶部距剥蚀面下1-2m左右，避开储层物性差的剥蚀面顶面。④水平井生产长度优化，利用油藏工程方法及经济技术界限研究方法，确定穿层水平井水平段长度600m，巷道水平井水平段长度250m至300m。⑤水平井井距优化，模拟不同井距下油井井间剩余油富集状态，确定井距250m。⑥穿层水平井射孔方式优化，针对穿层水平井合采层间矛盾突出的问题，通过不同射孔方式模拟，确定分段射孔方式。⑦注采参数优化，开展注水时机、注采井距、注采比三项数模优化研究，确定立足于早期注水，注采井距300m，第一年注采比为1.8。
（三）强化钻井跟踪调整，提高新井钻井质量
通过精细断层解释、储层预测、地层对比，优化落实各项设计参数，及时跟踪新井钻井，实现井身轨迹全过程监控，实时调整优化。优化采用FEWD/LWD随钻地质导向系统，采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位，在进入靶点时，通过精确控制井斜角度、精细对比参数变化、及时反馈调整，实现钻井准确入靶。在水平段钻进环节，通过抓好稳定井斜钻进、连续落实数据变化，提高水平井油层钻遇率。 加大对钻井泥浆助剂和钻井液性能监督检测，及时抽样化验，最大程度降低储层伤害。林中九块完钻水平井水平段长度平均为384米，设计符合率达到90%以上。
（四）强化工程工艺配套，提高新井达标率
投产工艺采取分层防砂技术，穿层井采用悬挂滤砂筛管+挤压充填防砂，发挥充填效果好、密封性能高、节省作业时间、操作方便等优点。结合国内外先进经验与该区块特点，对水平井分段充填配套技术的充填滑套开关、管柱组合方式等关键环节进行创新优化，采用“刚性弹簧+弹性套”双项保险，提高充填口开关控制技术的稳定性；采用“钻完井工艺+充填滑套”优化配套，实现一趟管柱多段充填，提升单井水平段充填有效率，解决了该区块油层物性差异大、单井水平段距离长（平均254m）、常规充填工藝无法实现油层均匀改造的难题，单井日增液4.5t、日增油2.1t。
（五）配套分层注水技术，及时补充地层能量
结合不整合油藏特点，应用大斜度（最大井斜46°）分层注水工艺，保障注水效果。优化采用空心分层注水工艺，使用非金属扶正器和限流底球，保证管柱和洗井阀居中，提高管柱有效期。配套测调一体化技术，仪器一次下井即可完成所有层位测试工作，提高测调效率。控制地层出砂，采用高强度化学分子防砂材料固结地层砂，配套大斜度防返吐分层注水管柱，防止地层出砂。截至目前，该区块已投产水井16口，累计注水33.4X104m3，注采对应率、层段合格率、分注率分别达82.3%、100%、81%。同时加强新井完钻投产效果跟踪分析，及时调整油水井生产参数，保障单元产能建设效果。
三、实施效果及认识
通过井网加密调整、油藏工艺一体化治理，林东单元稳产基础得到进一步加强，取得了良好的开发效果，采收率有了明显的提高。
（一）开发效果明显变好
1、储量动用程度提高。实施调整后，孔店组未动石油地质储量597X104t得到有效动用，增加了采油厂增油增效新增地，有力促进油田可持续发展。
2、产量上升明显。截止目前该块投产油井58口，目前开53口，日液水平115t/d，日油水平209t/d；投注水井19口，开注18口，日注水平719m3/d，采油速度1.24%，年产油7.5X104t。
（二）几点认识
1、精细地质研究是油田开发的基础，尤其是大量地震属性资料的提取与预测，为开发方案的高水平编制打下了基础。
2、合理开发方式是单元高效开发的关键，通过油藏数值模拟技术，准确论证了合理的井网组合方式及生产参数，为后期生产管理提供了有利条件。
3、工艺技术的进步实现了单元储量的有效动用，是解放油层生产能力的保障。
4、及时注水补充地层能量，油井生产稳定，是单元长期稳定开发的基础。
参考文献
[1] 王志章.现代油藏描述技术.北京：石油工业出版社，1999
[2] 彭易强.大庆石油地质与开发，2002，46（13）
[3] 陈元千.实用油气藏工程方法.北京：石油大学出版社，1998.