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一、河3北块油气藏概况
河3北块位于现河庄油田东南部，构造位置位于东营凹陷中央隆起带西段，河125大断层与河129断层夹角，主力含油层系为沙河街组沙二5-上稳，动用含油面积0.17km2，地质储量87.7×104t，标定采收率46.0%，为现河庄油田最为富集的主力断块之一。油藏类型为常温、常压、中高渗构造—岩性油藏。
该区1986年11月钻遇河3-2井，钻遇1801m-2601m油层段，投产2297.8m-2300.8m，2305.4m-2309.4m，2314.4m-2317.4m，日产油184t/d而发现油田。1986上报探明储量78×104t，后期一直建产开发，2006年进行精细油藏描述后，储量升至87.7×104t。
1、开发现状
目前河3北块开井9口，日液520.0t/d，日油30.7t/d，平均单井日液57.8t/d，单井日油水平3.4t/d，综合含水94.1%，动液面859m，地层压力15.4MPa，采油速度0.92%，累积采油35.8×104t，采出程度40.86%；水井开井7口，日注能力469m3/d，月注采比0.8，累积注采比0.38。
2、目前存在问题
目前断块区主要存在以下问题：①纵向上层间矛盾突出，制约了油藏采收率的进一步提高；②地层压力保持水平较低，不能满足大幅度放大生产压差的需要。
因此，针对区块目前存在的主要的问题，有必要在精细剩余油分析评价的基础上，结合油藏开发特征和技术经济政策界限，层系细分重组重建注采井网，提高区块储量控制程度，改善水驱开发效果，实现进一步提高采收率的目的。
3、潜力分析
在断块区精细地质描述的基础上，利用油水井生产动态资料、不同时期新钻井测井解释资料、动态监测资料等，综合应用动态分析、流线分析、数值模拟等手段，逐层编制了水淹图，落实剩余油富集区域。河3北块的剩余油主要分布在物性较差的储层，合计低含水储量25.6×104t，可以通过细分重组，新钻完善井重建注采井网，扩大水驱波及面积，提高水驱控制与动用，从而提高油藏采收率。
二、油气藏工程设计
1、开发层系划分①必须具备一定的地质储量和较大的含油面积;②空气渗透率小于300×10-3μm2的为II类层，空气渗透率大于300×10-3μm2的为I类层。③渗透率级差应控制在3以内。研究发现，开发效果在渗透率级差2.9-3.4出现明显的分界，因此渗透率级差应控制在3以内。④工艺研究表明,井网重组井段跨度不应超过200m。
2、合理井网优化研究
1）井型优化。根据不同井型组合方式下注水开发效果，结合区块实际油藏特点，采用直井注水、直斜井采油的井型组合方式。
2）井网方式。根据井网方式理论研究，在部署井网时采用双向错对排状注采井网方式。同时考虑到本区油藏含油条带较窄，结合油藏地质条件，注水井部署在含油边界以为外或油水边界上。3）合理井距。结合井距优化结果，含油条带宽度与油井井距/含油条带宽度比值间存在幂函数关系，与注采井距/油井井距比值间存在线性关系。同时含油条带越宽，合理注采井距越大； 注采井距越大，水舌半径、水驱波及体积越大，采收率越高。结合本区实际油藏条件，确定注采井距为400-500m，油井部署在剩余油相对富集区域。
3、开发井生产和注入能力
根据各断块老井实际生产情况新井产能计算结果为直斜井平均单井产能为6.0t/d。
单井日产液论证
图2 理论无因次采液、采油指数曲线
根据无因此采液指数，测算单井日液为初期的1.5倍，为126.9t/d。
单井日注能力论证
从典型井的注水指示曲线来看，河3北块I类层启动压力11 MPa，建议16MPa注水系统。II类层注水井启动压力一般在15 MPa左右，因此建议使用25MPa注水系统。根据各区块水井吸水状况，水井每m吸水指数1.0-1.6m3/d.m.MPa，注水厚度8-12m，注水压差6-8MPa，据此计算该区水井单井吸水量最大可达154m3/d，完全能够满足方案注水需要。
4、方案设计及开发指标预测
1）调整原则
a.根据区块地质和剩余油分布特点，I类层充分利用老井，通过补孔、改层等措施，实施层系归位；II类层通过新钻油水井重建注采井网
b.总体采用低注高采、边外注水的井网方式，通过侧向水驱，改变流场，提高水驱效率；
c.新钻水井全部下分层，坚持细分注水原则
2）工作量部署
a.河3北沙二5-8层系
河3北沙二5-8层系利用老油井2口，老水井2口调整后油井2口，水井2口，油水井数比1:1，平均单井控制地质储量5.3×104t。
b.河3北沙二9(I)类层系。沙二9(I)类层系充分利用老井，老油井直接利用3口；老水井直接利用2口。调整后河3北沙二9(I)类层系油井3口，水井2口，油水井数比1.5:1，平均单井控制地质储量4.2×104t。
c.河3北沙二10(I)类层系。河3北沙二10(I)类层系层系充分利用老井，老油井直接利用1口，层系归位2口；老水井直接利用1口，层系归位1口，转注1口。调整后河3北沙二10-稳(I)类层系油井3口，水井3口，油水井数比1:1，平均单井控制地质储量3.25×104t。
d.河3北沙二9-稳(II)类层系
河3北沙二10-稳(II)类层系设计新油井3口，新水井2口，利用老水井2口。调整后河3北沙二9-稳(II)类层系油井3口，水井4口，油水井数比0.75:1，平均单井控制地质储量3.7×104t。方案共部署新钻井5口，其中新油井3口，新水井2口。
3）老油水井利用情况
河3北块老油井11口，利用11口，利用率100.0%；老水井7口，利用7口，利用率100.0%。
4）指标预测
调整后断块区油井开井11口，日液633.9t/d，日油38.8t/d，含水92.0%，年产油1.16×104t，采油速度1.3%，15年采出程度59.72%。水井开井11口，日注水平652 m3/d，注采比1.0。方案实施后，断块区新增恢复产能0.3×104t。可采储量增加7.4×104t。主要开发指标：井网对储量的控制程度由92.2%提高到94.2%，井网对储量的动用程度由85.7%提高到89.6%，水驱储量动用程度由81.0%提高到86.2%，可采储量由40.3×104t增加到47.7×104t，新井平均单井增加可采储量1.04×104t，采收率由46.0%提高到54.4%.注采三率指标：注采对应率由83.8%提高到90.2%；分注率由62.5%提高到90.9%；层段合格率72.3%提高到85.6%。
李秀凤，女，助理工程师，山东安丘人，2007年毕业于西南石油大学，现从事油田开发工作。
通讯地址:山东东营胜利油田有限公司现河采油厂采油二矿地质队。
河3北块位于现河庄油田东南部，构造位置位于东营凹陷中央隆起带西段，河125大断层与河129断层夹角，主力含油层系为沙河街组沙二5-上稳，动用含油面积0.17km2，地质储量87.7×104t，标定采收率46.0%，为现河庄油田最为富集的主力断块之一。油藏类型为常温、常压、中高渗构造—岩性油藏。
该区1986年11月钻遇河3-2井，钻遇1801m-2601m油层段，投产2297.8m-2300.8m，2305.4m-2309.4m，2314.4m-2317.4m，日产油184t/d而发现油田。1986上报探明储量78×104t，后期一直建产开发，2006年进行精细油藏描述后，储量升至87.7×104t。
1、开发现状
目前河3北块开井9口，日液520.0t/d，日油30.7t/d，平均单井日液57.8t/d，单井日油水平3.4t/d，综合含水94.1%，动液面859m，地层压力15.4MPa，采油速度0.92%，累积采油35.8×104t，采出程度40.86%；水井开井7口，日注能力469m3/d，月注采比0.8，累积注采比0.38。
2、目前存在问题
目前断块区主要存在以下问题：①纵向上层间矛盾突出，制约了油藏采收率的进一步提高；②地层压力保持水平较低，不能满足大幅度放大生产压差的需要。
因此，针对区块目前存在的主要的问题，有必要在精细剩余油分析评价的基础上，结合油藏开发特征和技术经济政策界限，层系细分重组重建注采井网，提高区块储量控制程度，改善水驱开发效果，实现进一步提高采收率的目的。
3、潜力分析
在断块区精细地质描述的基础上，利用油水井生产动态资料、不同时期新钻井测井解释资料、动态监测资料等，综合应用动态分析、流线分析、数值模拟等手段，逐层编制了水淹图，落实剩余油富集区域。河3北块的剩余油主要分布在物性较差的储层，合计低含水储量25.6×104t，可以通过细分重组，新钻完善井重建注采井网，扩大水驱波及面积，提高水驱控制与动用，从而提高油藏采收率。
二、油气藏工程设计
1、开发层系划分①必须具备一定的地质储量和较大的含油面积;②空气渗透率小于300×10-3μm2的为II类层，空气渗透率大于300×10-3μm2的为I类层。③渗透率级差应控制在3以内。研究发现，开发效果在渗透率级差2.9-3.4出现明显的分界，因此渗透率级差应控制在3以内。④工艺研究表明,井网重组井段跨度不应超过200m。
2、合理井网优化研究
1）井型优化。根据不同井型组合方式下注水开发效果，结合区块实际油藏特点，采用直井注水、直斜井采油的井型组合方式。
2）井网方式。根据井网方式理论研究，在部署井网时采用双向错对排状注采井网方式。同时考虑到本区油藏含油条带较窄，结合油藏地质条件，注水井部署在含油边界以为外或油水边界上。3）合理井距。结合井距优化结果，含油条带宽度与油井井距/含油条带宽度比值间存在幂函数关系，与注采井距/油井井距比值间存在线性关系。同时含油条带越宽，合理注采井距越大； 注采井距越大，水舌半径、水驱波及体积越大，采收率越高。结合本区实际油藏条件，确定注采井距为400-500m，油井部署在剩余油相对富集区域。
3、开发井生产和注入能力
根据各断块老井实际生产情况新井产能计算结果为直斜井平均单井产能为6.0t/d。
单井日产液论证
图2 理论无因次采液、采油指数曲线
根据无因此采液指数，测算单井日液为初期的1.5倍，为126.9t/d。
单井日注能力论证
从典型井的注水指示曲线来看，河3北块I类层启动压力11 MPa，建议16MPa注水系统。II类层注水井启动压力一般在15 MPa左右，因此建议使用25MPa注水系统。根据各区块水井吸水状况，水井每m吸水指数1.0-1.6m3/d.m.MPa，注水厚度8-12m，注水压差6-8MPa，据此计算该区水井单井吸水量最大可达154m3/d，完全能够满足方案注水需要。
4、方案设计及开发指标预测
1）调整原则
a.根据区块地质和剩余油分布特点，I类层充分利用老井，通过补孔、改层等措施，实施层系归位；II类层通过新钻油水井重建注采井网
b.总体采用低注高采、边外注水的井网方式，通过侧向水驱，改变流场，提高水驱效率；
c.新钻水井全部下分层，坚持细分注水原则
2）工作量部署
a.河3北沙二5-8层系
河3北沙二5-8层系利用老油井2口，老水井2口调整后油井2口，水井2口，油水井数比1:1，平均单井控制地质储量5.3×104t。
b.河3北沙二9(I)类层系。沙二9(I)类层系充分利用老井，老油井直接利用3口；老水井直接利用2口。调整后河3北沙二9(I)类层系油井3口，水井2口，油水井数比1.5:1，平均单井控制地质储量4.2×104t。
c.河3北沙二10(I)类层系。河3北沙二10(I)类层系层系充分利用老井，老油井直接利用1口，层系归位2口；老水井直接利用1口，层系归位1口，转注1口。调整后河3北沙二10-稳(I)类层系油井3口，水井3口，油水井数比1:1，平均单井控制地质储量3.25×104t。
d.河3北沙二9-稳(II)类层系
河3北沙二10-稳(II)类层系设计新油井3口，新水井2口，利用老水井2口。调整后河3北沙二9-稳(II)类层系油井3口，水井4口，油水井数比0.75:1，平均单井控制地质储量3.7×104t。方案共部署新钻井5口，其中新油井3口，新水井2口。
3）老油水井利用情况
河3北块老油井11口，利用11口，利用率100.0%；老水井7口，利用7口，利用率100.0%。
4）指标预测
调整后断块区油井开井11口，日液633.9t/d，日油38.8t/d，含水92.0%，年产油1.16×104t，采油速度1.3%，15年采出程度59.72%。水井开井11口，日注水平652 m3/d，注采比1.0。方案实施后，断块区新增恢复产能0.3×104t。可采储量增加7.4×104t。主要开发指标：井网对储量的控制程度由92.2%提高到94.2%，井网对储量的动用程度由85.7%提高到89.6%，水驱储量动用程度由81.0%提高到86.2%，可采储量由40.3×104t增加到47.7×104t，新井平均单井增加可采储量1.04×104t，采收率由46.0%提高到54.4%.注采三率指标：注采对应率由83.8%提高到90.2%；分注率由62.5%提高到90.9%；层段合格率72.3%提高到85.6%。
李秀凤，女，助理工程师，山东安丘人，2007年毕业于西南石油大学，现从事油田开发工作。
通讯地址:山东东营胜利油田有限公司现河采油厂采油二矿地质队。