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[摘 要]本文针对单元开发过程中存在的动静态矛盾突出、注采关系不完善、油层非均质严重以及部分层系、砂体储量动用状况差等问题，在深化油藏地质认识和剩余油分布规律研究的基础上，根据桩106块油藏特点，应用细分砂体综合治理技术，强化工艺技术配套，改善了单元开发效果，摸索出一条复杂河流相岩性油藏开发管理的有效途径。
中图分类号：TE325 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0004-01
1.长堤油田边底水油藏概况
长堤油田边底水油藏共有8个单元，动用地质储量1743.36万吨，可采储量437.51万吨，平均采收率为25.1%。主要分布在Ng、Ed两套含油层系，并以Ng组油藏为主，为常规稠油油藏。油藏开发过程中主要表现为四个方面的特点：一是常规稠油油藏且边底水发育，直井开发初期具有中、高产能，但底水锥进快，无无水采油期，油井含水上升快，产量递减大。二是单元主要产油期集中在高含水、特高含水期，通过提液保持产量的稳定。三是通过三个轮次水平井调整有效地提高了油藏采收率，改善了开发效果。四是天然能量充足，各开发单元均具有较强的边底水，投入开发以来一直依靠天然能量开发，每采出1%地质储量地层压力下降仅为0.06MPa，经过多年开发，目前动液面只有230米。
2.边底水油藏开发特征研究
2.1 含水与采出程度关系变化特征
长堤油田初期含水范围在40-60%之间，且含上升很快，含水上升到90%以后趋于平缓，高含水期后含水趋于理论曲线，主要由于边底水能量较强，生产压差大，边底水过早侵入，导致含水上升快，采出程度较低，大部分可采储量将在特高含水期内采出。
2.3 含水和含水上升率变化特征
长堤油田边底水断块油藏在开发过程中基本无无水采油期，边底水突破后，含水上升快，油井生产2-6个月含水达到90%以上，含水上升率在10以上，进入高含水期后，含水上升率减缓，一般小于1%，高含水期为主要采油期。
2.3 产量递减特征
长堤油田边底水断块在开发初期投产井数少，为大井距稀井网开发，初期产量高，但随着含水的快速升高，产量递减很快，表现出明显的边底水活跃生产特征，后期由于采取补孔改层、提液等措施，递减减缓，但递减仍然很大。
3.边底水油藏开发状况评价
3.1 层系井网状况
长堤油田边底水断块油藏纵向上含油层系较多，主要发育Ng上、Ng下、Ed上、Ed下段等多套含油层系，各单元含油小层在5～21个，其中，馆陶组油层层数多，一般每口井6～8层，最多8层（桩1井），油层单层厚度小，一般小于10米。目前平均井网密度为10.7口/km2，单井控制地质储量13.4万吨。
3.2 产液结构状况
目前，长堤油田边底水断块油藏共有油井146口，开井125口，单井日液能力159.4t/d，单井日油能力3.9t/d，含水97.6%，动液面233m。其中，水平井开井57口，单井日液能力140.4t/d，单井日油能力4.1t/d，含水97.1%，动液面271m；直井开井68口，单井日液能力175.6t/d，单井日油能力3.7t/d，含水97.9%，动液面202m。
4.边底水油藏开发技术经济政策界限研究
4.1 单井经济极限可采储量
新井单井经济极限可采储量指在一定的技术、经济条件下，油井在投资回收期内的累积产值等于同期总投资、累积经营费用和必要的税金之和。该井的初期产油量，称为新井经济极限初产油量，累计产油量称为经济极限可采储量（图1）。
4.2 经济极限井网密度
当井网密度由n增加到n+1时，即每平方公里增加一口井时，单井增加的可采储量可用下式表示：
其中：V为储量丰度
当Np达到单井经济极限可采储量时，其对应的井网密度为经济极限井网密度
4.3 经济极限含水
经济极限含水是指油田（油井）开发到一定的阶段，其含水上升到某一数值时，投入与产出相抵，含水如再升高，油田开发就没有利润了，此时的含水称为经济极限含水。依据长堤油田近几年的成本状况，同时根据油田吨液成本的变化规律，按照单井日液进行调整。油价分别按照70、80、90、100$/bbl四个油价进行评价（图2）。
5.边底水油藏经济效益评价结果
根据不同单井日液条件经济极限含水图版，对目前综合含水大于97.5%的141口油井进行了初步评价：在油价70$/bbl条件下，共有48口井目前的综合含水超过了经济极限含水，其中，单井日液小于50m3/d的油井20口，目前平均单井日油0.35t/d；单井日液在50-100m3/d之间的油井17口，目前平均单井日油0.59t/d；单井日液大于100m3/d的油井11口，目前平均单井日油0.70t/d。
6.边底水油藏下步思路部署
随着边底水油藏开发的深入，特高含水开发后期开发效益逐渐变差。为此，桩西采油厂以提高“两率”为中心，在主要产液阵地的边底水油藏开展了“控液、稳油、调结构”等工作，通过强化精细剩余油分布与技术界限研究、深化水平井技术应用、细化平面及层间产液结构调整、加强工艺技术攻关试验等做法，实现了控制油藏液量增长速度、保持产量稳定、改善开发指标的效果。
7.认识与结论
（1）边底水砂岩油藏油井生产过程中，底水锥进或者边水推进现象在不同含水率阶段具有不同的特点，同一油藏的生产井之间尽管存在着差异，但同时也存在共性。
（2）油井见水后，不能单纯提液提高采收率，而应正確把握其含水上升规律，根据综合含水的变化及时调整工作制度，有效控制含水上升率。
（3）分析边底水油藏不同单井日液条件下经济极限含水，对没有经济效益的单井实施补孔、层间轮采、堵水等有效措施，是提高该类油藏经济效益的主要手段。
中图分类号：TE325 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0004-01
1.长堤油田边底水油藏概况
长堤油田边底水油藏共有8个单元，动用地质储量1743.36万吨，可采储量437.51万吨，平均采收率为25.1%。主要分布在Ng、Ed两套含油层系，并以Ng组油藏为主，为常规稠油油藏。油藏开发过程中主要表现为四个方面的特点：一是常规稠油油藏且边底水发育，直井开发初期具有中、高产能，但底水锥进快，无无水采油期，油井含水上升快，产量递减大。二是单元主要产油期集中在高含水、特高含水期，通过提液保持产量的稳定。三是通过三个轮次水平井调整有效地提高了油藏采收率，改善了开发效果。四是天然能量充足，各开发单元均具有较强的边底水，投入开发以来一直依靠天然能量开发，每采出1%地质储量地层压力下降仅为0.06MPa，经过多年开发，目前动液面只有230米。
2.边底水油藏开发特征研究
2.1 含水与采出程度关系变化特征
长堤油田初期含水范围在40-60%之间，且含上升很快，含水上升到90%以后趋于平缓，高含水期后含水趋于理论曲线，主要由于边底水能量较强，生产压差大，边底水过早侵入，导致含水上升快，采出程度较低，大部分可采储量将在特高含水期内采出。
2.3 含水和含水上升率变化特征
长堤油田边底水断块油藏在开发过程中基本无无水采油期，边底水突破后，含水上升快，油井生产2-6个月含水达到90%以上，含水上升率在10以上，进入高含水期后，含水上升率减缓，一般小于1%，高含水期为主要采油期。
2.3 产量递减特征
长堤油田边底水断块在开发初期投产井数少，为大井距稀井网开发，初期产量高，但随着含水的快速升高，产量递减很快，表现出明显的边底水活跃生产特征，后期由于采取补孔改层、提液等措施，递减减缓，但递减仍然很大。
3.边底水油藏开发状况评价
3.1 层系井网状况
长堤油田边底水断块油藏纵向上含油层系较多，主要发育Ng上、Ng下、Ed上、Ed下段等多套含油层系，各单元含油小层在5～21个，其中，馆陶组油层层数多，一般每口井6～8层，最多8层（桩1井），油层单层厚度小，一般小于10米。目前平均井网密度为10.7口/km2，单井控制地质储量13.4万吨。
3.2 产液结构状况
目前，长堤油田边底水断块油藏共有油井146口，开井125口，单井日液能力159.4t/d，单井日油能力3.9t/d，含水97.6%，动液面233m。其中，水平井开井57口，单井日液能力140.4t/d，单井日油能力4.1t/d，含水97.1%，动液面271m；直井开井68口，单井日液能力175.6t/d，单井日油能力3.7t/d，含水97.9%，动液面202m。
4.边底水油藏开发技术经济政策界限研究
4.1 单井经济极限可采储量
新井单井经济极限可采储量指在一定的技术、经济条件下，油井在投资回收期内的累积产值等于同期总投资、累积经营费用和必要的税金之和。该井的初期产油量，称为新井经济极限初产油量，累计产油量称为经济极限可采储量（图1）。
4.2 经济极限井网密度
当井网密度由n增加到n+1时，即每平方公里增加一口井时，单井增加的可采储量可用下式表示：
其中：V为储量丰度
当Np达到单井经济极限可采储量时，其对应的井网密度为经济极限井网密度
4.3 经济极限含水
经济极限含水是指油田（油井）开发到一定的阶段，其含水上升到某一数值时，投入与产出相抵，含水如再升高，油田开发就没有利润了，此时的含水称为经济极限含水。依据长堤油田近几年的成本状况，同时根据油田吨液成本的变化规律，按照单井日液进行调整。油价分别按照70、80、90、100$/bbl四个油价进行评价（图2）。
5.边底水油藏经济效益评价结果
根据不同单井日液条件经济极限含水图版，对目前综合含水大于97.5%的141口油井进行了初步评价：在油价70$/bbl条件下，共有48口井目前的综合含水超过了经济极限含水，其中，单井日液小于50m3/d的油井20口，目前平均单井日油0.35t/d；单井日液在50-100m3/d之间的油井17口，目前平均单井日油0.59t/d；单井日液大于100m3/d的油井11口，目前平均单井日油0.70t/d。
6.边底水油藏下步思路部署
随着边底水油藏开发的深入，特高含水开发后期开发效益逐渐变差。为此，桩西采油厂以提高“两率”为中心，在主要产液阵地的边底水油藏开展了“控液、稳油、调结构”等工作，通过强化精细剩余油分布与技术界限研究、深化水平井技术应用、细化平面及层间产液结构调整、加强工艺技术攻关试验等做法，实现了控制油藏液量增长速度、保持产量稳定、改善开发指标的效果。
7.认识与结论
（1）边底水砂岩油藏油井生产过程中，底水锥进或者边水推进现象在不同含水率阶段具有不同的特点，同一油藏的生产井之间尽管存在着差异，但同时也存在共性。
（2）油井见水后，不能单纯提液提高采收率，而应正確把握其含水上升规律，根据综合含水的变化及时调整工作制度，有效控制含水上升率。
（3）分析边底水油藏不同单井日液条件下经济极限含水，对没有经济效益的单井实施补孔、层间轮采、堵水等有效措施，是提高该类油藏经济效益的主要手段。