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中图分类号：TP209 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0340-01
0.前言
齐2411块位于曙光油田南部，自下而上共发育杜家台、莲花和大凌河三套层系，纵向上砂体继承性差，平面上储层展布不连续，且区域内断裂系统发育、油水关系复杂，是典型的复杂断块。自1985年投入开发以来，三套层系采用一套开发井网，导致平面上注采井网不完善、纵向上动用不均，区块开发效果差。2016年开始精细注水对策研究及实践，区块日产油由31吨上升到最高的83吨，取得了较好的效果。
1概况
1.1油藏概况
齐2411块位于曙光油田南部，油藏类型为构造、构造—岩性、岩性油藏三种类型。纵向发育有三套含油层系，杜家台、莲花和大凌河油层。含油面积3.4Km2，油层平均有效厚度24.7m，原油地质储量870×104t。
1.2开发现状
截止2015年，区块油井19口，开井9口，开井率47.4%，日产油31t，综合含水68.5%，采油速度0.15%，采出程度7.88%，注水井8口，开井4口，日注水287t，累计产油68.59×104t，累计注水253.10×104t，累积注采比0.94。
1.3存在主要问题
1.3.1油井开井率低，井网完善程度低。截止2014年底，齐家油井共19口，开井9口，开井率仅为47.3%；水井共8口，开井4口，开井率仅为50%。
1.3.2水驱效果差、采收率低。利用齐家水驱特征曲线、无因次注入采出曲线、含水与采出程度曲线等多种方法，预测采收率，最终采收率仅9.8%，与常规同类油藏30%对比，相差较大。
2治理对策研究
造成齐2411块开发效果较差的原因主要有以下四个方面，也是改善其开发效果的主要技术难点。
（1）含油层系多：自下而上共发育三套含油层系，16个砂岩组，46个小层。（2）构造复杂：内部的细微构造不够落实，认识程度差。（3）储层发育连续性差：大凌河及莲花油层砂体横向连通性及纵向继承性均较差；杜家台油层小层发育，不连片。（4）油水关系复杂：区块次级断层的存在，加剧了油水平面分布的混乱，同时构造的局部起伏较大，又造成油藏纵向上油水组合的不一致.
2.1精细地质研究
2.1.1构造特征再认识。齐2411块被北东向主控断层切割，断距不等。构造高点在靠近断层的齐2-3-010井与齐2-4-11井一带，断层下降盘地层向东、南、西三个方向倾没。杜家台油层和莲花油层构造呈单一的南东方向倾斜。大凌河油层构造朝东、南、西三个方向倾没。
2.1.2储层特征再认识。通过建立各类解释模型，对储层有了更深入的认识。
（1）渗透率模型：通过建立渗透率与孔隙度关系图发现（图1-1），孔隙度与渗透率的对数呈线性关系，由此得到渗透率解释模型。
由图2-1可得到孔隙度与渗透率的关系式如下：
Perm=0.0094*e0.384POR（有效孔隙度）
（3）饱和度解释模型：饱和度的计算仍采用阿爾奇公式：
式中：So—地层含油饱和度，Rw—地层水电阻率；Φ—地层孔隙度，Rt—地层电阻率，m，n—胶结指数、饱和度指数；a，b—岩性系数。重新制定了新标准。
2.2精细治理对策研究
按照精细注水有效注水的开发理念，紧密结合区块地质特点及剩余油分布规律，按照四个的转变的工作思路，制定齐家注水开发对策。
（1）全面注水向优化部位注水转变；（2）多层注水向有效层位注水转变；（3）单一注水向多种方式注水转变；（4）停止注水向全面恢复注水转变。
2.2.1全面注水向优化部位注水转变。齐家自开发以来一直采取不规则点状注水，注采井网杂乱无章。近年来，紧密结合剩余油分布特点，优选有利部位实施注水开发取得较好效果。
一是实施低注高采。通过精细储层对比，选择与生产层相对应的构造低部位水层进行注水，单井含水由63%下降到42%，日产油量由2.4t上升到4.1t，取得较好效果，开拓了莲花油层的开发思路。
二是实现局部注水开发。在杜家台油层选择储层发育好、剩余油富集的区域，选择有利井位实施复产和转注，井组日产油量大幅上升，由措施前的6.7t上升到19.1t，含水由75%下降到69%，取得较好的效果。
2.2.2多层注水向有效层位注水转变。近年来结合剩余油纵向分布特点及储层动用状况，按照“三套层系分开，潜力层细分加强”原则，加大桥式偏心分注实施力度。阶段实施细分注水6井次，分注井数提高到6口，单井分注层数提高到2.38等，纵向动用程度由44%提高到61%。
2.2.3单一注水向多种方式注水转变。借鉴同类水驱油藏注水开发的思路，近年来开展了分区域周期注水和层间轮替注水等不稳定注水试验。
一是分区域周期注水。对齐家北部相邻的两个井组齐2411和齐243011井组实施周期注水，有效的减缓了井组含水上升速度，含水由71%下降至65%，井组产油量也由19.6t上升到24.7t并保持稳定。
二是轮替注水。针对部分井组单层水窜的问题，在细分注水的基础上，进行潜力层持续注、高含水层周期注的层间轮替注水，实现了同一口井不同层位、不同注水方式。
2.2.4停止注水向全面恢复注水转变。受早期水窜严重影响，部分井组综合含水高、日产油量低，区域内生产井基本关停改捞油。剩余油研究结果表明，此类区域仍具有较大潜力。
2016年以来，开展了整体复产复注工作，共复注水井2口、复产油井6口，同时配套实施水井细分注水，油井选采，井组含水油关井前的92%吨，下降到复产后的78%，井组日产油由关井前的9.8吨，上升到复产后的25吨。
3实施效果
3.1开井率持续上升
油井开井数由9口上升到目前的18口，水井由4口上升到6口，开井率分别达到90%和75%。
3.2产量持续稳定
区块日产油由31吨上升到最高的83吨，已连续稳产3年。
3.3水驱效果得到改善
通过四个转变的实施，阶段新增水驱动用储量82×104t，预测最终采收率10.9%，对比标定（9.2%）提高1.7%。
4结论及认识
（1）精细注水是保证采出程度的基础，研究结果表明，齐2411剩余油仍较富集，通过相应治理对策的实施仍可改善开发效果。（2）完善井网是提高产量的基础，尽管莲花及杜家台油层储层发育相对较差，产量较低，但剩余油饱和度较高，仍是区块挖潜的重点。（3）由于沉积特点所致，油层在平面上突变较快，加上构造因素的双重控制，断块内油水关系分布极为复杂，区块内部构造特征认识程度有待加强。（4）尽管齐2411块开发效果有所改善，但注采井网仍不完善，需进行整体二次开发提高水驱效果。目前共分三套开发层系，已初步规划调整井19口。预计新增可采储量168万吨。
参考文献
[1]刘杰，杨超，张娟，吴慧芳，司庆彬.濮城油田复杂带构造精细刻画[J]内蒙古石油化工.2012（24）
[2]李迎九，李玉彤.老区实施“二次开发”之我见[J].石油科技论坛.2008（02）
作者简介
向进（1986-），男，工程师，2008年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现从事油田开发工作。
0.前言
齐2411块位于曙光油田南部，自下而上共发育杜家台、莲花和大凌河三套层系，纵向上砂体继承性差，平面上储层展布不连续，且区域内断裂系统发育、油水关系复杂，是典型的复杂断块。自1985年投入开发以来，三套层系采用一套开发井网，导致平面上注采井网不完善、纵向上动用不均，区块开发效果差。2016年开始精细注水对策研究及实践，区块日产油由31吨上升到最高的83吨，取得了较好的效果。
1概况
1.1油藏概况
齐2411块位于曙光油田南部，油藏类型为构造、构造—岩性、岩性油藏三种类型。纵向发育有三套含油层系，杜家台、莲花和大凌河油层。含油面积3.4Km2，油层平均有效厚度24.7m，原油地质储量870×104t。
1.2开发现状
截止2015年，区块油井19口，开井9口，开井率47.4%，日产油31t，综合含水68.5%，采油速度0.15%，采出程度7.88%，注水井8口，开井4口，日注水287t，累计产油68.59×104t，累计注水253.10×104t，累积注采比0.94。
1.3存在主要问题
1.3.1油井开井率低，井网完善程度低。截止2014年底，齐家油井共19口，开井9口，开井率仅为47.3%；水井共8口，开井4口，开井率仅为50%。
1.3.2水驱效果差、采收率低。利用齐家水驱特征曲线、无因次注入采出曲线、含水与采出程度曲线等多种方法，预测采收率，最终采收率仅9.8%，与常规同类油藏30%对比，相差较大。
2治理对策研究
造成齐2411块开发效果较差的原因主要有以下四个方面，也是改善其开发效果的主要技术难点。
（1）含油层系多：自下而上共发育三套含油层系，16个砂岩组，46个小层。（2）构造复杂：内部的细微构造不够落实，认识程度差。（3）储层发育连续性差：大凌河及莲花油层砂体横向连通性及纵向继承性均较差；杜家台油层小层发育，不连片。（4）油水关系复杂：区块次级断层的存在，加剧了油水平面分布的混乱，同时构造的局部起伏较大，又造成油藏纵向上油水组合的不一致.
2.1精细地质研究
2.1.1构造特征再认识。齐2411块被北东向主控断层切割，断距不等。构造高点在靠近断层的齐2-3-010井与齐2-4-11井一带，断层下降盘地层向东、南、西三个方向倾没。杜家台油层和莲花油层构造呈单一的南东方向倾斜。大凌河油层构造朝东、南、西三个方向倾没。
2.1.2储层特征再认识。通过建立各类解释模型，对储层有了更深入的认识。
（1）渗透率模型：通过建立渗透率与孔隙度关系图发现（图1-1），孔隙度与渗透率的对数呈线性关系，由此得到渗透率解释模型。
由图2-1可得到孔隙度与渗透率的关系式如下：
Perm=0.0094*e0.384POR（有效孔隙度）
（3）饱和度解释模型：饱和度的计算仍采用阿爾奇公式：
式中：So—地层含油饱和度，Rw—地层水电阻率；Φ—地层孔隙度，Rt—地层电阻率，m，n—胶结指数、饱和度指数；a，b—岩性系数。重新制定了新标准。
2.2精细治理对策研究
按照精细注水有效注水的开发理念，紧密结合区块地质特点及剩余油分布规律，按照四个的转变的工作思路，制定齐家注水开发对策。
（1）全面注水向优化部位注水转变；（2）多层注水向有效层位注水转变；（3）单一注水向多种方式注水转变；（4）停止注水向全面恢复注水转变。
2.2.1全面注水向优化部位注水转变。齐家自开发以来一直采取不规则点状注水，注采井网杂乱无章。近年来，紧密结合剩余油分布特点，优选有利部位实施注水开发取得较好效果。
一是实施低注高采。通过精细储层对比，选择与生产层相对应的构造低部位水层进行注水，单井含水由63%下降到42%，日产油量由2.4t上升到4.1t，取得较好效果，开拓了莲花油层的开发思路。
二是实现局部注水开发。在杜家台油层选择储层发育好、剩余油富集的区域，选择有利井位实施复产和转注，井组日产油量大幅上升，由措施前的6.7t上升到19.1t，含水由75%下降到69%，取得较好的效果。
2.2.2多层注水向有效层位注水转变。近年来结合剩余油纵向分布特点及储层动用状况，按照“三套层系分开，潜力层细分加强”原则，加大桥式偏心分注实施力度。阶段实施细分注水6井次，分注井数提高到6口，单井分注层数提高到2.38等，纵向动用程度由44%提高到61%。
2.2.3单一注水向多种方式注水转变。借鉴同类水驱油藏注水开发的思路，近年来开展了分区域周期注水和层间轮替注水等不稳定注水试验。
一是分区域周期注水。对齐家北部相邻的两个井组齐2411和齐243011井组实施周期注水，有效的减缓了井组含水上升速度，含水由71%下降至65%，井组产油量也由19.6t上升到24.7t并保持稳定。
二是轮替注水。针对部分井组单层水窜的问题，在细分注水的基础上，进行潜力层持续注、高含水层周期注的层间轮替注水，实现了同一口井不同层位、不同注水方式。
2.2.4停止注水向全面恢复注水转变。受早期水窜严重影响，部分井组综合含水高、日产油量低，区域内生产井基本关停改捞油。剩余油研究结果表明，此类区域仍具有较大潜力。
2016年以来，开展了整体复产复注工作，共复注水井2口、复产油井6口，同时配套实施水井细分注水，油井选采，井组含水油关井前的92%吨，下降到复产后的78%，井组日产油由关井前的9.8吨，上升到复产后的25吨。
3实施效果
3.1开井率持续上升
油井开井数由9口上升到目前的18口，水井由4口上升到6口，开井率分别达到90%和75%。
3.2产量持续稳定
区块日产油由31吨上升到最高的83吨，已连续稳产3年。
3.3水驱效果得到改善
通过四个转变的实施，阶段新增水驱动用储量82×104t，预测最终采收率10.9%，对比标定（9.2%）提高1.7%。
4结论及认识
（1）精细注水是保证采出程度的基础，研究结果表明，齐2411剩余油仍较富集，通过相应治理对策的实施仍可改善开发效果。（2）完善井网是提高产量的基础，尽管莲花及杜家台油层储层发育相对较差，产量较低，但剩余油饱和度较高，仍是区块挖潜的重点。（3）由于沉积特点所致，油层在平面上突变较快，加上构造因素的双重控制，断块内油水关系分布极为复杂，区块内部构造特征认识程度有待加强。（4）尽管齐2411块开发效果有所改善，但注采井网仍不完善，需进行整体二次开发提高水驱效果。目前共分三套开发层系，已初步规划调整井19口。预计新增可采储量168万吨。
参考文献
[1]刘杰，杨超，张娟，吴慧芳，司庆彬.濮城油田复杂带构造精细刻画[J]内蒙古石油化工.2012（24）
[2]李迎九，李玉彤.老区实施“二次开发”之我见[J].石油科技论坛.2008（02）
作者简介
向进（1986-），男，工程师，2008年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现从事油田开发工作。