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【摘要】临盘油区位于惠民凹陷西部，是一个多套含油层系、多种油藏类型叠置的复式油气聚集区。由于断块碎小、含油层系多、油水关系复杂、非均质严重的地质特点，注水开发难度大，自然递减率大，水驱开发效果差，采收率低。通过开展断块、储层分类评价，结合数值模拟技术对不同断块形状、不同储量规模的断块通过建立概念模型，进行层系、井网优化，同时强化油藏、工艺、地面一体化配套，达到了大幅提高水驱采收率的目的。
【关键词】复杂小断块油藏 注水开发 优化层系井网
1 注水开发存在的主要问题
1.1 构造复杂，低序级断层落实难
临盘地区断层达800余条，在中央隆起带每平方千米有3-8条断层通过，单井平均钻遇断点3个，最多达11个。 五、六级断层因落差小，较为隐蔽，难识别。小断层产状确定、组合难度更大。
1.2 小微断块注水难，注采井网优化难
临盘复杂断块油藏，多年来采取滚动勘探开发，形成了“块间、井间、层间”产量接替模式，断块大小不同，形态各异，开发程度不一。因断块碎小，注水工作主要面临着两个突出问题：一是利用老井能形成合理的注采井网的断块少，二是小断块形态大小多样，层系井网优化难度大。
1.3 剩余油控制因素复杂，提高水驱动用程度难
由于临盘断块油藏的复杂性，剩余油受构造、断层、储层、井网、水动力等多因素组合控制，分布特征复杂多样，提高水驱动用程度难。一是受断层破碎带和钻井技术的限制，油井无法真正打到高点，高部位剩余油波及难度大。二是断层“边角效应”突出，波及难度大。三是注水方向单一，两向及以上注采对应率只有21.4%，水驱控制程度低，水驱效果差。四是非均质性强，动态变化快，注采管理难度大。
2 复杂断块油藏提高注水开发效果的主要做法
2.1 开展油藏精细描述，开展断块分类研究
强化技术攻关，创新集成了五、六级小微断层描述方法，具体包括“静态4种技术、动态7项验证”，精细的描述了五、六级小断层，为后续断块精细分类及精细注采调整打下坚实基础。
复杂小断块油藏地质特点和开发特征各异，不适合采用同一套开发技术政策。开发实践表明，对于复杂小断块油藏，相同面积、不同几何形态，同一形态、不同布井方式，都将导致水驱动用的差异，最终采收率可相差5～10%。以层系自然断块为单位，对临盘油区复杂断块油藏进行了精细分类，共分3大类，7小类，其中复杂小断块分为：开启形、半开启形、三角形封闭、四边形封闭及条带性封闭断块。经过统计，临盘复杂小断块油藏地质储量6690.3×104t ，占临盘断块油藏的41.2%，其中半开启型断块和四边形封闭断块储量分别为2024.7×104t和2882.1×104t ，占复杂小断块储量的73.3%，四边形及半开启形为主要类型。
2.2 开展不同储量规模的小断块开发方式优化研究
2.2.1？不同形状、不同储量规模断块提高采收率技术研究
研究表明：油价为50$/bbl时，井深为2200m时，地质储量4.5×104t就可以注水，油价为70$/bbl时，井深为2200m时，地质储量6.2×104t就完全可以“经济有效地注上水”。同时对直斜井井网完善经济极限政策界限进行了研究：油价为50$/bbl时，井深为2200m时，直斜井开发，经济极限累产为7200t，单井控制最小储量为2.9×104t。在评估油价为70$/bbl时，井深为2200m时，直斜井开发，经济极限累产为5200t，单井控制最小储量为2.1×104t。
针对不同面积、不同储量、不同形态的小断块布井方式进行优化，利用数模建立概念模型，共设计概念模型近900种，为后续注水开发实践奠定了理论基础。技术上，储量5～10×104t的断块，要想方设法经济有效地注上水、提高水驱控制程度。储量10～30×104t的断块，重点优化布井方式，油水井井距。储量30～50×104t的断块可开展层系重组工作，重点完善了层系重组技术政策界限：层系重组是在对各小层特高含水期动静态等参数充分认识的基础上，按照“相似层组合为一套层系”的思想、打破空间界限进行层系划分。不仅考虑储层物性、油层厚度、原油性质还需考虑油藏含油条带的宽窄、水体大小、地层倾角等。技术上，推广应用三级细分技术最大程度实现均衡水驱开发。主要是在进行层系重组后，层系平均渗透率级差有效降低，但局部井区渗透率级差仍在3以上。因此有必要应用采油工艺技术，将油水井对应层系内实施分采分注，根据不同层的需求配注水量。一、二级细分后的局部或井点仍然存在纵向小层间物性、水淹程度、压力差异大的问题，可通过变密度、变周期射孔，最大程度减缓层间干扰。
2.3 强化油藏、工艺技术配套，提高水驱开发效果
油藏上通过零散更新井、侧钻井、低产井转注完善平面注采井网，改变液流方向，提高水驱波及体积。地面上通过注水系统改造、升级、单井增压泵，提高注水压力。工艺上，在保证水质的前提下，通过单注差层、分注、分层酸化、轮换注水、不稳定注采技术的集成应用，改善层间差异，达到均衡水驱的目的。
3 取得的主要效果
在断块分类评价、井网优化研究的基础上，3年来共完善了164小断块，覆盖地质储量2192×104t，其中34个小断块549×104t储量转入注水开发。完善断块107个，增加和恢复注水储量1280×104t，其中细分完善23个断块，完善注水储量363×104t。
3.1 水井开井增加，日注水平，年注水量大幅提高，注水状况好转
水井井数由579口上升至目前的729口，油水井数比由3.0逐渐下降至目前的2.7，日注水平由23860m3/d上升至目前的27423m3/ d。年注水量由843.9万方上升至2012年的1011.9万方。
3.2 注采对应率增加、水驱控制程度提高，稳产基础加强
注采对应率由76.2%上升至76.6%，水驱储量所占比例由79.2%上升至80.3%，稳产基础加强，九五老区采收率提高至32.5%。
4 结论
（1）对于多层层状复杂小断块油藏开发而言，精细构造研究是前提，深入开展储层、剩余油分布研究，搞好断块、储层分类评价是关键，层系细分、注采井网优化是有效技术手段。
（2）注水储量比例在某种程度上反映了注水开发效果。采取灵活多样的注水方式，不断增加注水储量，提高水驱控制程度，才能不断改善注水开发效果。
参考文献
[1] 赵红兵， 李春英，崔文富. 坨七断块特高含水期井网重组调整技术研究及应用[J].胜利油田开发技术论文集，2006
[2] 才汝成，李阳，孙焕泉. 油气田工程方法与应用[J].石油大学出版社，298-317
[3] 贾云超，吕新华，周延军，等.重组细分技术在严重非均质油藏中高含水期挖潜中的应用[J].石油天然气学报，2005
【关键词】复杂小断块油藏 注水开发 优化层系井网
1 注水开发存在的主要问题
1.1 构造复杂，低序级断层落实难
临盘地区断层达800余条，在中央隆起带每平方千米有3-8条断层通过，单井平均钻遇断点3个，最多达11个。 五、六级断层因落差小，较为隐蔽，难识别。小断层产状确定、组合难度更大。
1.2 小微断块注水难，注采井网优化难
临盘复杂断块油藏，多年来采取滚动勘探开发，形成了“块间、井间、层间”产量接替模式，断块大小不同，形态各异，开发程度不一。因断块碎小，注水工作主要面临着两个突出问题：一是利用老井能形成合理的注采井网的断块少，二是小断块形态大小多样，层系井网优化难度大。
1.3 剩余油控制因素复杂，提高水驱动用程度难
由于临盘断块油藏的复杂性，剩余油受构造、断层、储层、井网、水动力等多因素组合控制，分布特征复杂多样，提高水驱动用程度难。一是受断层破碎带和钻井技术的限制，油井无法真正打到高点，高部位剩余油波及难度大。二是断层“边角效应”突出，波及难度大。三是注水方向单一，两向及以上注采对应率只有21.4%，水驱控制程度低，水驱效果差。四是非均质性强，动态变化快，注采管理难度大。
2 复杂断块油藏提高注水开发效果的主要做法
2.1 开展油藏精细描述，开展断块分类研究
强化技术攻关，创新集成了五、六级小微断层描述方法，具体包括“静态4种技术、动态7项验证”，精细的描述了五、六级小断层，为后续断块精细分类及精细注采调整打下坚实基础。
复杂小断块油藏地质特点和开发特征各异，不适合采用同一套开发技术政策。开发实践表明，对于复杂小断块油藏，相同面积、不同几何形态，同一形态、不同布井方式，都将导致水驱动用的差异，最终采收率可相差5～10%。以层系自然断块为单位，对临盘油区复杂断块油藏进行了精细分类，共分3大类，7小类，其中复杂小断块分为：开启形、半开启形、三角形封闭、四边形封闭及条带性封闭断块。经过统计，临盘复杂小断块油藏地质储量6690.3×104t ，占临盘断块油藏的41.2%，其中半开启型断块和四边形封闭断块储量分别为2024.7×104t和2882.1×104t ，占复杂小断块储量的73.3%，四边形及半开启形为主要类型。
2.2 开展不同储量规模的小断块开发方式优化研究
2.2.1？不同形状、不同储量规模断块提高采收率技术研究
研究表明：油价为50$/bbl时，井深为2200m时，地质储量4.5×104t就可以注水，油价为70$/bbl时，井深为2200m时，地质储量6.2×104t就完全可以“经济有效地注上水”。同时对直斜井井网完善经济极限政策界限进行了研究：油价为50$/bbl时，井深为2200m时，直斜井开发，经济极限累产为7200t，单井控制最小储量为2.9×104t。在评估油价为70$/bbl时，井深为2200m时，直斜井开发，经济极限累产为5200t，单井控制最小储量为2.1×104t。
针对不同面积、不同储量、不同形态的小断块布井方式进行优化，利用数模建立概念模型，共设计概念模型近900种，为后续注水开发实践奠定了理论基础。技术上，储量5～10×104t的断块，要想方设法经济有效地注上水、提高水驱控制程度。储量10～30×104t的断块，重点优化布井方式，油水井井距。储量30～50×104t的断块可开展层系重组工作，重点完善了层系重组技术政策界限：层系重组是在对各小层特高含水期动静态等参数充分认识的基础上，按照“相似层组合为一套层系”的思想、打破空间界限进行层系划分。不仅考虑储层物性、油层厚度、原油性质还需考虑油藏含油条带的宽窄、水体大小、地层倾角等。技术上，推广应用三级细分技术最大程度实现均衡水驱开发。主要是在进行层系重组后，层系平均渗透率级差有效降低，但局部井区渗透率级差仍在3以上。因此有必要应用采油工艺技术，将油水井对应层系内实施分采分注，根据不同层的需求配注水量。一、二级细分后的局部或井点仍然存在纵向小层间物性、水淹程度、压力差异大的问题，可通过变密度、变周期射孔，最大程度减缓层间干扰。
2.3 强化油藏、工艺技术配套，提高水驱开发效果
油藏上通过零散更新井、侧钻井、低产井转注完善平面注采井网，改变液流方向，提高水驱波及体积。地面上通过注水系统改造、升级、单井增压泵，提高注水压力。工艺上，在保证水质的前提下，通过单注差层、分注、分层酸化、轮换注水、不稳定注采技术的集成应用，改善层间差异，达到均衡水驱的目的。
3 取得的主要效果
在断块分类评价、井网优化研究的基础上，3年来共完善了164小断块，覆盖地质储量2192×104t，其中34个小断块549×104t储量转入注水开发。完善断块107个，增加和恢复注水储量1280×104t，其中细分完善23个断块，完善注水储量363×104t。
3.1 水井开井增加，日注水平，年注水量大幅提高，注水状况好转
水井井数由579口上升至目前的729口，油水井数比由3.0逐渐下降至目前的2.7，日注水平由23860m3/d上升至目前的27423m3/ d。年注水量由843.9万方上升至2012年的1011.9万方。
3.2 注采对应率增加、水驱控制程度提高，稳产基础加强
注采对应率由76.2%上升至76.6%，水驱储量所占比例由79.2%上升至80.3%，稳产基础加强，九五老区采收率提高至32.5%。
4 结论
（1）对于多层层状复杂小断块油藏开发而言，精细构造研究是前提，深入开展储层、剩余油分布研究，搞好断块、储层分类评价是关键，层系细分、注采井网优化是有效技术手段。
（2）注水储量比例在某种程度上反映了注水开发效果。采取灵活多样的注水方式，不断增加注水储量，提高水驱控制程度，才能不断改善注水开发效果。
参考文献
[1] 赵红兵， 李春英，崔文富. 坨七断块特高含水期井网重组调整技术研究及应用[J].胜利油田开发技术论文集，2006
[2] 才汝成，李阳，孙焕泉. 油气田工程方法与应用[J].石油大学出版社，298-317
[3] 贾云超，吕新华，周延军，等.重组细分技术在严重非均质油藏中高含水期挖潜中的应用[J].石油天然气学报，2005