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摘要：河120断块长期以来地层亏空大、能量保持水平低，造成开发效果差。为此，技术人员制定了精细层块梳理，分层块、分砂体完善注采井网，提高储量控制程度和开展攻欠增注，提高地层能量，合理控制含水上升速度，加强稳产基础的对策，取得了良好的治理效果。
关键词：史南油田 河120断块 存在的问题 治理对策
1 河120断块开发简历与开发现状
河120断块自1984年11月打探井河120井，试油获30吨/天工业油藏，从而开始对河120地区进行滚动开发，由于该地区构造、储层复杂，河120断块经过了多次的勘探滚动开发，目前现存井网是对该地区多次认识，滚动开发的结果，区块注采见效不明显，多采用一比一对应，注采开发困难，至今先后经历了四个阶段的开发调整：
①天然能量开采阶段②扩建产能，注水开发阶段③综合挖潜阶段④低速开发阶段
2003年以来，油藏整体水淹严重，剩余油高度分散，断块产量降入低谷，采油速度维持在0.5%左右，断块井况问题日益突出，大批油水井停产导致断块储量失控，注采对应率降低，开发矛盾日益严重，断块注采井网适应性变差。该阶段累油11.4289万吨，阶段采出程度3.56%，含水由阶段初的86.4%上升到目前96%，阶段含水上升率4.3，阶段末地层压力为11.18兆帕，地层压降12.43兆帕。累计注采比0.76；区块自然递减14.57%，综合递减14.57%。
2 目前存在的主要问题
河120断块共有水井17口，配注715立方米/日，实际日注347立方米/日，长期以来地层亏空大、能量保持水平低，造成开发效果差。虽然目前断块月注采比高达1.75实际由于历史上原因真正有效注水量相当低，有效注采比仅有0.4，因而导致该断块目前平均单井日液仅10吨，平均动液面1189.5米，亟需完善井网。
2.1 长期依靠滚动开发与强采完善，局部地区储量仍无井控制
由于河120断块是滚动完善的区块，构造储层相对比较复杂，目前仍旧存在部分井区无井控制。如断块西部史3井以北构造高部位沙二3-4层系一直无井控制，构造储层待落实；又如位于断层夹角部位的油井史3-侧19井生产沙二32长期供液不足，初期单采时日液3.9吨，日油3.5吨，含水10%，动液面测不出；目前单采日液仅3吨，日油0.6吨，含水79.2%，动液面测不出，长期低能低效生产致使沙二32小层剩余油潜力无法充分发挥出来。
2.2 油水井井况及停产井多，导致储量失控
据统计河120断块历史上共计油井74口，目前正常开井19口，停产井55口，失控储量50万吨，停产井中因能量差不出液停井的有9口，因高含水关井28口，工程原因6口，其他原因12口，据统计高含水及能量差是造成河120断块停产井多的主要原因。例如史6-1井因井况问题交大修，导致该地区5.2万吨地质储量失控，损失可采储量0.8万吨。
河120断块由于注水开发时间长，水井井况问题严重，水井总井19口，因管卡、管脱等原因造成交大修的有5口井，占总井数的26.3%，共计影响水驱储量52万吨。如水井史6-5井2005年7月检管时提原井管，解卡不成功，油管拔脱，鱼顶73毫米接箍，后对扣维持注水，影响正常注水量60立方米/日，导致该井区8.6万吨水驱储量失控。
受停产井和井况问题井影响，沙二层系井网二次不完善，井网适应性差。现井网条件下断块储量控制程度仅60.3%，水驱控制程度仅55.8%，局部地区仍存在储量失控区，整体储量动用程度有待进一步提高。如史2-侧10井区沙二49小层油水井全部停产停注，失控储量22万吨。
2.3 水井欠注严重，地层能量保持水平低
河120断块随着注水开发时间的延长，由于井况恶化、油层污染等原因使得水井日注下降，欠注井增多，导致地层能量保持水平低，目前断块平均单井日液仅10吨，平均动液面1189.5米。统计目前欠注井5口，日欠注196立方米/日。
3 油藏开发潜力分析
3.1 具有平面井网完善的潜力
河120断块目前进入高含水开发后期，剩余油高度分散，点多面广，局部剩余油富集区剩余可采储量一般小于1万吨，整体调整难度较大，而多年来，零散、侧钻井作为断块油藏平面挖潜的主要手段，具有较强的适应性，而且形成了较为成熟的技术系列。针对复杂断块及局部小砂体注采井网不完善的矛盾可以利用打新水井、转注、油水井补孔改层等措施提高注采对应状况，从而达到注采完善的目的。针对史3-侧19井区注采不完善区域，可通过打新水井完善井网，可增加水驱储量8.5万吨。
3.2 具有攻欠增注提高注水能力的潜力
目前该断块注采井网仍不完善，欠注井多，水井层间吸水差异大，为此，可通过攻欠增注、井组堵水调剖等手段来恢复地层能量，进而提高油井产能。如河120-斜13井于2012.5检管增注，日注水量提高到30立方米，对应油井很快见到效果，井组开发形势呈现稳升的态势，井组日液水平由24.3吨上升至29.6吨，日油水平由2.5吨上升至5.9吨，注采比由0.04上升至0.9，动液面由1748米上升至目前的1195米。目前断块有欠注井5口，日欠注196立方米。下步可实施酸化增注，提高注水能力，补充地层能量。
3.3 具有油水井扶停的潜力
长期停产井周围由于流场的改变，油水重新运移导致剩余油较富集。因井况和能量差的停产井，下步可通过措施扶停挖掘剩余油潜力。
4 开发治理对策及效果
技术人员在分析断块开发存在的问题和潜力和基础上，制定了精细层块梳理，分层块、分砂体完善注采井网，提高储量控制程度和开展攻欠增注，提高地层能量，合理控制含水上升速度，加强稳产基础的对策，取得了较好的治理效果。 4.1 精细梳理史6断块沙二9层系，老区新化，完善井网
为进一步提高断块油藏储量的利用率和采收率，按照“平面数块、纵向数层、由易到难、抓整拾零”的原则，通过层块梳理，重建、完善复杂断块注采井网，提高储量控制与动用，夯实开发基础，实现部分失控储量、废弃储量的新化动用。基于此，2013年对整个史南地区沙二9层系进行了整体梳理，并开展了打包调整和零散完善。通过此次梳理，地质上统一地层划分对比，将史6屋脊原来的沙三中层系重新统层为沙二9层系。史6沙二9层系由于井况等原因全部停产，属于近废弃井区，整个井区沿构造高部位一线无井控制，导致该井区沙二9砂层组储量失控。我们重新进行精细构造解释及断棱刻画，在现有井网、井况下开展老区新化部署。根据区块地质和剩余油分布特点，进行了一注一采的井网完善，取得较好效果。12.11投产油井史更6井初期日液15吨，日油14.1吨，含水5.6%，动液面422米。目前日液14吨，日油13.2吨，含水5.7%，累油260吨；投注水井史6-更16井初期油压16.7兆帕，日注15立方米，目前油压27兆帕，日注21立方米，累注727立方米。通过平面完善，增加水驱储量12.4万吨。
4.2 利用饱和度测井技术挖掘剩余油潜力
针对梁13-斜51井纵向上含油小层比较多，且位于构造高点，我们建议应用饱和度测井技术监测该井剩余油分布状况，深化层间剩余油潜力认识，为下步措施提供合理有效的依据。根据该井PNN测井结果，发现沙二744和沙二831仍具有较大剩余油潜力，实施全井封堵补孔沙二744-831生产。初期44*4.2*2.5，日液12.9吨，日油1.7吨，含水86.3%，动液面460米，后期根据生产情况调参44*4.2*3，效果显著，日液26吨，日油3.6吨，含水86%，动液面706米。目前已累增油923吨。
4.3 强化水井治理，夯实稳产基础
通过油井转注完善局部井区注采井网，提高水驱控制程度。在进行停产井调查的过程中，加大史侧6B井区剩余油潜力认识。该井区虽然有1口水井史6-5，但该井长期不吸水，而且井况有问题，大修有一定难度。为完善该区注采井网，转注史侧6B井，增加水驱控制方向，引导水线推进，实现注水见效及井组效益开发。转注半个月后对应油井史6-18见效，初期日液由17吨上升到20吨，日油由1.2吨上升到1.5吨，动液面由1504米上升到1308米，累增油62吨。同时针对有井况问题水井史2-13实施大修1口，但是由于无法修复导致水驱储量损失6.8万吨。
作者简介：尹运珍，女，1984年8月出生，工程师，从事油田油藏地质开发工作。
关键词：史南油田 河120断块 存在的问题 治理对策
1 河120断块开发简历与开发现状
河120断块自1984年11月打探井河120井，试油获30吨/天工业油藏，从而开始对河120地区进行滚动开发，由于该地区构造、储层复杂，河120断块经过了多次的勘探滚动开发，目前现存井网是对该地区多次认识，滚动开发的结果，区块注采见效不明显，多采用一比一对应，注采开发困难，至今先后经历了四个阶段的开发调整：
①天然能量开采阶段②扩建产能，注水开发阶段③综合挖潜阶段④低速开发阶段
2003年以来，油藏整体水淹严重，剩余油高度分散，断块产量降入低谷，采油速度维持在0.5%左右，断块井况问题日益突出，大批油水井停产导致断块储量失控，注采对应率降低，开发矛盾日益严重，断块注采井网适应性变差。该阶段累油11.4289万吨，阶段采出程度3.56%，含水由阶段初的86.4%上升到目前96%，阶段含水上升率4.3，阶段末地层压力为11.18兆帕，地层压降12.43兆帕。累计注采比0.76；区块自然递减14.57%，综合递减14.57%。
2 目前存在的主要问题
河120断块共有水井17口，配注715立方米/日，实际日注347立方米/日，长期以来地层亏空大、能量保持水平低，造成开发效果差。虽然目前断块月注采比高达1.75实际由于历史上原因真正有效注水量相当低，有效注采比仅有0.4，因而导致该断块目前平均单井日液仅10吨，平均动液面1189.5米，亟需完善井网。
2.1 长期依靠滚动开发与强采完善，局部地区储量仍无井控制
由于河120断块是滚动完善的区块，构造储层相对比较复杂，目前仍旧存在部分井区无井控制。如断块西部史3井以北构造高部位沙二3-4层系一直无井控制，构造储层待落实；又如位于断层夹角部位的油井史3-侧19井生产沙二32长期供液不足，初期单采时日液3.9吨，日油3.5吨，含水10%，动液面测不出；目前单采日液仅3吨，日油0.6吨，含水79.2%，动液面测不出，长期低能低效生产致使沙二32小层剩余油潜力无法充分发挥出来。
2.2 油水井井况及停产井多，导致储量失控
据统计河120断块历史上共计油井74口，目前正常开井19口，停产井55口，失控储量50万吨，停产井中因能量差不出液停井的有9口，因高含水关井28口，工程原因6口，其他原因12口，据统计高含水及能量差是造成河120断块停产井多的主要原因。例如史6-1井因井况问题交大修，导致该地区5.2万吨地质储量失控，损失可采储量0.8万吨。
河120断块由于注水开发时间长，水井井况问题严重，水井总井19口，因管卡、管脱等原因造成交大修的有5口井，占总井数的26.3%，共计影响水驱储量52万吨。如水井史6-5井2005年7月检管时提原井管，解卡不成功，油管拔脱，鱼顶73毫米接箍，后对扣维持注水，影响正常注水量60立方米/日，导致该井区8.6万吨水驱储量失控。
受停产井和井况问题井影响，沙二层系井网二次不完善，井网适应性差。现井网条件下断块储量控制程度仅60.3%，水驱控制程度仅55.8%，局部地区仍存在储量失控区，整体储量动用程度有待进一步提高。如史2-侧10井区沙二49小层油水井全部停产停注，失控储量22万吨。
2.3 水井欠注严重，地层能量保持水平低
河120断块随着注水开发时间的延长，由于井况恶化、油层污染等原因使得水井日注下降，欠注井增多，导致地层能量保持水平低，目前断块平均单井日液仅10吨，平均动液面1189.5米。统计目前欠注井5口，日欠注196立方米/日。
3 油藏开发潜力分析
3.1 具有平面井网完善的潜力
河120断块目前进入高含水开发后期，剩余油高度分散，点多面广，局部剩余油富集区剩余可采储量一般小于1万吨，整体调整难度较大，而多年来，零散、侧钻井作为断块油藏平面挖潜的主要手段，具有较强的适应性，而且形成了较为成熟的技术系列。针对复杂断块及局部小砂体注采井网不完善的矛盾可以利用打新水井、转注、油水井补孔改层等措施提高注采对应状况，从而达到注采完善的目的。针对史3-侧19井区注采不完善区域，可通过打新水井完善井网，可增加水驱储量8.5万吨。
3.2 具有攻欠增注提高注水能力的潜力
目前该断块注采井网仍不完善，欠注井多，水井层间吸水差异大，为此，可通过攻欠增注、井组堵水调剖等手段来恢复地层能量，进而提高油井产能。如河120-斜13井于2012.5检管增注，日注水量提高到30立方米，对应油井很快见到效果，井组开发形势呈现稳升的态势，井组日液水平由24.3吨上升至29.6吨，日油水平由2.5吨上升至5.9吨，注采比由0.04上升至0.9，动液面由1748米上升至目前的1195米。目前断块有欠注井5口，日欠注196立方米。下步可实施酸化增注，提高注水能力，补充地层能量。
3.3 具有油水井扶停的潜力
长期停产井周围由于流场的改变，油水重新运移导致剩余油较富集。因井况和能量差的停产井，下步可通过措施扶停挖掘剩余油潜力。
4 开发治理对策及效果
技术人员在分析断块开发存在的问题和潜力和基础上，制定了精细层块梳理，分层块、分砂体完善注采井网，提高储量控制程度和开展攻欠增注，提高地层能量，合理控制含水上升速度，加强稳产基础的对策，取得了较好的治理效果。 4.1 精细梳理史6断块沙二9层系，老区新化，完善井网
为进一步提高断块油藏储量的利用率和采收率，按照“平面数块、纵向数层、由易到难、抓整拾零”的原则，通过层块梳理，重建、完善复杂断块注采井网，提高储量控制与动用，夯实开发基础，实现部分失控储量、废弃储量的新化动用。基于此，2013年对整个史南地区沙二9层系进行了整体梳理，并开展了打包调整和零散完善。通过此次梳理，地质上统一地层划分对比，将史6屋脊原来的沙三中层系重新统层为沙二9层系。史6沙二9层系由于井况等原因全部停产，属于近废弃井区，整个井区沿构造高部位一线无井控制，导致该井区沙二9砂层组储量失控。我们重新进行精细构造解释及断棱刻画，在现有井网、井况下开展老区新化部署。根据区块地质和剩余油分布特点，进行了一注一采的井网完善，取得较好效果。12.11投产油井史更6井初期日液15吨，日油14.1吨，含水5.6%，动液面422米。目前日液14吨，日油13.2吨，含水5.7%，累油260吨；投注水井史6-更16井初期油压16.7兆帕，日注15立方米，目前油压27兆帕，日注21立方米，累注727立方米。通过平面完善，增加水驱储量12.4万吨。
4.2 利用饱和度测井技术挖掘剩余油潜力
针对梁13-斜51井纵向上含油小层比较多，且位于构造高点，我们建议应用饱和度测井技术监测该井剩余油分布状况，深化层间剩余油潜力认识，为下步措施提供合理有效的依据。根据该井PNN测井结果，发现沙二744和沙二831仍具有较大剩余油潜力，实施全井封堵补孔沙二744-831生产。初期44*4.2*2.5，日液12.9吨，日油1.7吨，含水86.3%，动液面460米，后期根据生产情况调参44*4.2*3，效果显著，日液26吨，日油3.6吨，含水86%，动液面706米。目前已累增油923吨。
4.3 强化水井治理，夯实稳产基础
通过油井转注完善局部井区注采井网，提高水驱控制程度。在进行停产井调查的过程中，加大史侧6B井区剩余油潜力认识。该井区虽然有1口水井史6-5，但该井长期不吸水，而且井况有问题，大修有一定难度。为完善该区注采井网，转注史侧6B井，增加水驱控制方向，引导水线推进，实现注水见效及井组效益开发。转注半个月后对应油井史6-18见效，初期日液由17吨上升到20吨，日油由1.2吨上升到1.5吨，动液面由1504米上升到1308米，累增油62吨。同时针对有井况问题水井史2-13实施大修1口，但是由于无法修复导致水驱储量损失6.8万吨。
作者简介：尹运珍，女，1984年8月出生，工程师，从事油田油藏地质开发工作。