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摘 要：元149区块地处陕西省榆林市定边县境内，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，主力油藏延101层属构造-岩性油藏。本文在区域地质构造背景的基础上，本文通过研究该区目前开发现状、地层能量、注水见效、水驱状况，结合生产动态数据，从完善井网、注采调整、合理生产压差、控制采液强度、系统试井、油井措施等方面进行综合分析，探索并提出该区提高单井产量的方式方法。
关键词：元149区 延101油藏 提高产量 方式方法
一、油藏特征
1.地质概况
胡尖山油田元149区地处陕西省定边县新安边乡，位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段西部，紧邻天环坳陷，构造简单，总体上呈向西倾斜的单斜构造，坡度较缓，地层倾角不足1度，局部发育鼻状构造，这些鼻状构造对油气富集具有决定性作用，故属于构造-巖性油藏。
2.储层特征
该区延10油藏为曲流河沉积，由于水域逐渐加宽，沉积范围扩大，沉积厚度约30m，砂体较宽，平面上呈条带状展布。储层以岩屑长石砂岩为主，晶间孔—长石溶孔—粒间孔组合，属弱速敏、改善酸敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏。
3.物性及流体性质
元149区延101油藏为边底水发育油藏，油藏埋深1590m，油层中深1480m，完钻65口井平均钻遇砂层14.8m，电测解释油层6.9m，声波时差248.6μs/m，视孔隙度16.48%，视渗透率14.03×10-3μm2，含油饱和度44.7%。
地层原油粘度5.47mPa.s，原始油气比15.7m3/t，地面原油比重0.8750g/cm3，地面原油粘度8.94mPa.s，地层水总矿化度12.63-36.03g/L，属于NaHCO3水型，凝固点12.0℃。
二、开发现状
1.整体开发现状
元149区采用250×250m三角形井网投入开发，动用含油面积4.1km2，动用地质储量238×104t；于2011年开始滚动建产，共完钻油水井65口，其中油井53口，注水井12口，累计建产4.5万吨。
该区主力生产层位为延101层，油井总井数53口，油井开井数50口，日产油水平85t，单井产能1.71t/d，综合含水61.4%，平均动液面1073m；注水井总井数12口，开井数12口，日注水平225m3，平均单井日注19m3，月注采比1.01，累计注采比0.76。
2012年通过开展完善注采井网、精细注水调整、油井合理生产压差等综合治理工作，该区注水逐步见效，总体开发形势良好。
2.地层能量状况
元149区延101油藏原始地层压力10.8MPa，目前平均地层压力9.9MPa，压力保持水平91.6％。区块平均流压5.23MPa，生产压差4.67MPa。从平面分布来看，地层能量分布相对均匀，但因区块实施滞后注水，压力保持水平较低。
3.注水见效状况
该区见效井28口，见效比71.8%（11口无注水对应）。油井平均见效周期为90天。
a类见效：日产油量上升，含水稳定，共计9口；
b类见效：日产油保持稳定，共计11口；
c类见效：日产油下降，含水上升，共计8口。
4.水驱状况
平面上：整体水驱较均匀，西北部边底水发育。
4.1完善注采井网，提高水驱控制程度
根据动态变化，为补充地层能量，防止边水推进，抑制油井含水上升，1-9月对该区3口排液井进行投注，水驱控制程度由82.6%提高至84.4%，对应15口油井7口见效，累计增油264t。
认识：针对注采井网不完善区域，通过排液井投注，完善注采井网，提高水驱控制程，补充地层能量，可以达到提高油井产量的目的。
4.2精细注水调整，减缓油田递减
该区1-9月共调整配注6井次。为补充地层能量上调5井次，对应油井24口，单井日产液4.76上升至5.63m3，单井日产油1.81上升至2.02t；为控制含水上升下调1井次，对应4口油井含水基本得到控制（含水由69.1%至70.6%）。
认识：针对压力保持水平较低区域，通过加强注水，补充地层能量，可以提高油井产液量从而达到提高油井产量的目的；针对底水发育区域，通过控制注水强度，可以控制油井含水上升从而达到提高油井产量的目的。
4.3合理生产压差，提高油井产量
针对元149区高沉没度井，1-9月份对2口井合理生产压差4.83至5.47MPa，日增油2.21t，累计增油107t。
认识：针对高沉没度油井，通过合理生产压差，可以提高油井产液量从而达到提高油井产量的目的。
4.4控制采液强度，抑制含水上升
针对元149区含水上升井，1-9月份对5口井控制采液强度（采液强度由2.33控制到1.69m3/m.d）后均见效，含水得到控制（含水由90.5%下降至88.0%），平均单井日增油0.03t。
认识：针对含水上升油井，通过控制采液强度，可以控制油井含水从而达到提高油井产量的目的。
4.5开展系统试井，探索合理生产压差
为探索该区合理生产压差，2012年8至9月对元150～18井实施系统试井，该井保持在流压6.15Mpa，生产压差3.75Mpa时，产液量最高、产油量最高，含水低且保持稳定。
认识：元150-18井生产压差控制在3.0～4.0Mpa范围之间可以进行稳定生产，且产量最高。
4.6深挖油井潜力，提高油井产量
为提高油井产量，该区1-9月份共实施油井措施2口，目前日增油1.15t，累计增油131t。
认识：针对目前已无生产潜力的油井，寻找新的接替层位，通过油井隔采、补孔改层等方式提高油井产量。
三、结论
本文在胡尖山油田元149区侏罗系延101油藏地质特征的基础上，通过对完善注采井网、精细注水调整、合理生产压差、深挖油井潜力等动态资料综合分析，总结得出以下几点认识：
1.针对注采井网不完善区域，通过排液井投注，完善注采井网，提高水驱控制程，补充地层能量，可以提高油井产量。
2.在压力保持水平较低区域，通过加强注水政策，补充地层能量，可以提高油井产液量，从而达到提高油井产量的目的；而对于底水发育区域，则通过控制注水强度，可以控制油井含水上升，从而提高油井产量。
3.对高沉没度油井合理生产压差，可以通过提高油井产液量来提高油井产量。
4.针对含水上升油井，通过控制采液强度，可以控制油井含水，达到提高油井产量的目的。
5.通过油井系统试井，探索区块合理生产压差，从而达到提高油井产量的目的。
6.针对目前已无生产潜力的油井，寻找新的接替层位，通过油井隔采、补孔改层等方式，可提高油井产量。
参考文献
[1]万仁溥. 胡尖山油田侏罗系油藏开发技术政策探讨[J].研究与探讨，2011，（8），12～14.
[2]高星. 保持油井合理流压的重要性及其影响因素[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（5）：276.
[3]董国良，周文，李延军，王辛，梁劳劳.胡尖山油田元72井区延9段储层非均质特征[J]. 石油地质与工程，2011，25（4）：11～14.
关键词：元149区 延101油藏 提高产量 方式方法
一、油藏特征
1.地质概况
胡尖山油田元149区地处陕西省定边县新安边乡，位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段西部，紧邻天环坳陷，构造简单，总体上呈向西倾斜的单斜构造，坡度较缓，地层倾角不足1度，局部发育鼻状构造，这些鼻状构造对油气富集具有决定性作用，故属于构造-巖性油藏。
2.储层特征
该区延10油藏为曲流河沉积，由于水域逐渐加宽，沉积范围扩大，沉积厚度约30m，砂体较宽，平面上呈条带状展布。储层以岩屑长石砂岩为主，晶间孔—长石溶孔—粒间孔组合，属弱速敏、改善酸敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏。
3.物性及流体性质
元149区延101油藏为边底水发育油藏，油藏埋深1590m，油层中深1480m，完钻65口井平均钻遇砂层14.8m，电测解释油层6.9m，声波时差248.6μs/m，视孔隙度16.48%，视渗透率14.03×10-3μm2，含油饱和度44.7%。
地层原油粘度5.47mPa.s，原始油气比15.7m3/t，地面原油比重0.8750g/cm3，地面原油粘度8.94mPa.s，地层水总矿化度12.63-36.03g/L，属于NaHCO3水型，凝固点12.0℃。
二、开发现状
1.整体开发现状
元149区采用250×250m三角形井网投入开发，动用含油面积4.1km2，动用地质储量238×104t；于2011年开始滚动建产，共完钻油水井65口，其中油井53口，注水井12口，累计建产4.5万吨。
该区主力生产层位为延101层，油井总井数53口，油井开井数50口，日产油水平85t，单井产能1.71t/d，综合含水61.4%，平均动液面1073m；注水井总井数12口，开井数12口，日注水平225m3，平均单井日注19m3，月注采比1.01，累计注采比0.76。
2012年通过开展完善注采井网、精细注水调整、油井合理生产压差等综合治理工作，该区注水逐步见效，总体开发形势良好。
2.地层能量状况
元149区延101油藏原始地层压力10.8MPa，目前平均地层压力9.9MPa，压力保持水平91.6％。区块平均流压5.23MPa，生产压差4.67MPa。从平面分布来看，地层能量分布相对均匀，但因区块实施滞后注水，压力保持水平较低。
3.注水见效状况
该区见效井28口，见效比71.8%（11口无注水对应）。油井平均见效周期为90天。
a类见效：日产油量上升，含水稳定，共计9口；
b类见效：日产油保持稳定，共计11口；
c类见效：日产油下降，含水上升，共计8口。
4.水驱状况
平面上：整体水驱较均匀，西北部边底水发育。
4.1完善注采井网，提高水驱控制程度
根据动态变化，为补充地层能量，防止边水推进，抑制油井含水上升，1-9月对该区3口排液井进行投注，水驱控制程度由82.6%提高至84.4%，对应15口油井7口见效，累计增油264t。
认识：针对注采井网不完善区域，通过排液井投注，完善注采井网，提高水驱控制程，补充地层能量，可以达到提高油井产量的目的。
4.2精细注水调整，减缓油田递减
该区1-9月共调整配注6井次。为补充地层能量上调5井次，对应油井24口，单井日产液4.76上升至5.63m3，单井日产油1.81上升至2.02t；为控制含水上升下调1井次，对应4口油井含水基本得到控制（含水由69.1%至70.6%）。
认识：针对压力保持水平较低区域，通过加强注水，补充地层能量，可以提高油井产液量从而达到提高油井产量的目的；针对底水发育区域，通过控制注水强度，可以控制油井含水上升从而达到提高油井产量的目的。
4.3合理生产压差，提高油井产量
针对元149区高沉没度井，1-9月份对2口井合理生产压差4.83至5.47MPa，日增油2.21t，累计增油107t。
认识：针对高沉没度油井，通过合理生产压差，可以提高油井产液量从而达到提高油井产量的目的。
4.4控制采液强度，抑制含水上升
针对元149区含水上升井，1-9月份对5口井控制采液强度（采液强度由2.33控制到1.69m3/m.d）后均见效，含水得到控制（含水由90.5%下降至88.0%），平均单井日增油0.03t。
认识：针对含水上升油井，通过控制采液强度，可以控制油井含水从而达到提高油井产量的目的。
4.5开展系统试井，探索合理生产压差
为探索该区合理生产压差，2012年8至9月对元150～18井实施系统试井，该井保持在流压6.15Mpa，生产压差3.75Mpa时，产液量最高、产油量最高，含水低且保持稳定。
认识：元150-18井生产压差控制在3.0～4.0Mpa范围之间可以进行稳定生产，且产量最高。
4.6深挖油井潜力，提高油井产量
为提高油井产量，该区1-9月份共实施油井措施2口，目前日增油1.15t，累计增油131t。
认识：针对目前已无生产潜力的油井，寻找新的接替层位，通过油井隔采、补孔改层等方式提高油井产量。
三、结论
本文在胡尖山油田元149区侏罗系延101油藏地质特征的基础上，通过对完善注采井网、精细注水调整、合理生产压差、深挖油井潜力等动态资料综合分析，总结得出以下几点认识：
1.针对注采井网不完善区域，通过排液井投注，完善注采井网，提高水驱控制程，补充地层能量，可以提高油井产量。
2.在压力保持水平较低区域，通过加强注水政策，补充地层能量，可以提高油井产液量，从而达到提高油井产量的目的；而对于底水发育区域，则通过控制注水强度，可以控制油井含水上升，从而提高油井产量。
3.对高沉没度油井合理生产压差，可以通过提高油井产液量来提高油井产量。
4.针对含水上升油井，通过控制采液强度，可以控制油井含水，达到提高油井产量的目的。
5.通过油井系统试井，探索区块合理生产压差，从而达到提高油井产量的目的。
6.针对目前已无生产潜力的油井，寻找新的接替层位，通过油井隔采、补孔改层等方式，可提高油井产量。
参考文献
[1]万仁溥. 胡尖山油田侏罗系油藏开发技术政策探讨[J].研究与探讨，2011，（8），12～14.
[2]高星. 保持油井合理流压的重要性及其影响因素[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（5）：276.
[3]董国良，周文，李延军，王辛，梁劳劳.胡尖山油田元72井区延9段储层非均质特征[J]. 石油地质与工程，2011，25（4）：11～14.