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摘 要：邵伯油田近年来一直保持高速高效开发态势，但因含水上升速度快，未注水单元产量递减快等原因，自然递减率较高，本次课题根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，结合近两年实施的工作效果，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术政策，实现油田稳产。
关键词：高渗透 水平井 转变开发方式
一、概况
1.地质概况
邵伯构造位于高邮凹陷深凹带邵伯次凹南侧，总体格局为一个位于真②断层下降盘的断鼻构造。主要含油层系为E2s1、E2d2、E2d1。截止到2012年底，动用含油面积1.56km2，动用地质储量166×104t，注水储量43×104t，可采储量47.9×104t，标定采收率28.9%。
邵伯油田E2s16为高孔-高渗油藏，属于正常压力温度系统，地面原油密度0.8538g/cm3，属轻质常规油。
2.开发历程及开发现状
1985年随着邵8井的钻探，从而发现了邵伯油田，由于地质条件复杂，构造破碎，多年来没有取得大的突破。2008年在三维地震资料精细解释和地质综合评价的基础上，发现了邵14构造-岩性圈闭并成功钻探实施邵X14井后，邵伯油田近几年一直保持高速开发状态。截止到2013年6月底，油井开井22口，日产液水平468.7.t，日产油水平101.8t，綜合含水78.3%，累产油31.87×104t，采油速度2.24%，采出程度19.20%，含水上升率5.7%，注水井2口，开井2口，日注水量102.4m3，累注量9.87×104m3，月注采比0.21，累积注采比0.07，地下亏空-135.8×104m3。
二、开发中存在的主要问题
E2s16：
1.边底能量较为充足，水线分布不均。
2.邵7块长期高强度开采，井间存在一定剩余油难以有效动用。
E2d：
1.邵14E2d22投入注水开发后，油井见效后含水上升较快，水淹严重。平面差异导致部分井长期注水不见效，低液低产。
2.邵17块受岩性影响，储层发育不稳定，油井能量得不到有效补充，产量递减较快。
三、开发技术对策研究
技术思路：根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术对策，实现油田稳产。
1.合理井型优选研究
邵7E2s16储层展布较好，隔夹层分布稳定，边底水能量充足，剩余可采储量大，油井初期自喷，后期高含水，这类油藏如何优选井型，合理布署井网是提高油藏采收率的关键，对边底水油藏而言，水平井加密比直井加密具有优势。一是水平井钻穿油层井段长，增加了油井泄油面积，可更多地动用剩余油； 二是水平井可改变底水“锥”进模式为底水“脊”进模式，减弱了底水锥进速度，能够有效扩大底水波及体积；三是边底水油藏的剩余油主要分布在高部位油层顶部，水平井轨迹可沿顶部钻进，有利于追踪剩余油[1]。也就是说应用水平井开采边底水油藏可以有效地控制边底水，从而达到高效开采此类油藏的目的。通过近期邵7E2s16实施的邵14平5、邵14平6井，初期产量20t以上，目前仍保持10t以上产量，可见这类油藏优选水平井开发，能有效提高了产能和采收率。
2.转变开发方式研究
目前仅邵14块的E2d22投入注水开发，邵7E2s16及邵17E2d1+2块均采用天然能量开发。从邵7E2s16油井生产动态看，油藏属高孔-高渗储层，天然能量较充足，虽然目前油井供液充足，动液面较高，但含水上升较快，对稳产不利。可尝试对邵7E2s16转变开发方式，投入注水开发。从理论上讲采收率的计算公式ER=EV·ED，油藏的采收率是波及系数与洗油效率的乘积。波及系数EV越大，洗油效率ED越高，油藏原油的采收率ER就越高[2]。注水开发一方面可改变液流方向，提高水驱波及系数，另一方面，通过提高驱替倍数能有效提高洗油效率，注水开发是高渗透油藏的提高采收率的有效途径。
实例分析：真武油田真16E2s1储量规模虽小，但储层物性较好，与邵7E2s16油藏物性相似，1997年10月因低产停采。通过研究与论证，2010年投产了侧真79井才恢复生产，后续又实施了侧真21A、侧真14B、真16-1等新井工作量， 2012年通过注采井网优化配置研究，转变开发方式，转注了侧真79井，提高了水驱控制与动用程度，转注后较短时间内对应油井真16-1井、侧真14B井液量、油量上升明显，取得较好的注水效果，同时为了减少中高渗透油藏注水突进，又及时对注水量进行了合理的调配。该块注水开发，为高渗单元转变开发方式提供了新的思路。
邵17块目前油井开井5口，该块油藏受岩性控制，但从钻遇情况看，E2d21-4发育一套较稳定储层，邵16-1B、邵17-1、邵17等井均钻遇该砂体，从油井生产动态看，邵17-1、邵17、邵16-1B均低液低产，表现为天然能量不足，下步转变开发方式，优选连通性较好的E2d21-4主力砂体投入注水开发补充地层能量是解决该油藏低效开发的有效手段。
3.改善水驱研究
目前邵伯油田仅邵14块E2d22投入注水开发，该块油井8口，注水井2口，目前日产油水平44.4t，综合含水66.7%，日注水量102.4m3，月注采比0.71。下面从合理地层压力保持、注采比优化、注采井网方面进行研究分析。
（1）合理地层压力保持：邵14E2d2的原始地层压力为20.9MPa，借鉴其他同类油田的开发经验，确定80%左右的静水柱压力为合理地层压力，此确定该块合理地层压力为16.72MPa，从邵14-5A、邵14-3、等井的测压资料看，地层压力8-10MPa，压力较低，有待提高。
（2）合理注采比：目前月注采比0.63，累积注采比0.5。根据其它油田的开发经验，含水率<20%时可用0.8的注采比，含水率在30～60%之间可用采用0.9-1.0的注采比较为合理，从目前看，邵14E2d2的注采比偏低。 （3）井网适应性：E2d22的水驱控制程度91%，而水驱动用程度78%，水驱控制高而动用低，井网适应性有待优化。邵14-4、邵14-6井虽已分注，但从吸水剖面看小层吸水差异大，层间动用不均匀，部分层水淹较严重，同时平面差异致使部分井含水上升较快。
邵伯油田邵14E2d22存在地层压力偏低、注采比偏低，井网适应性差等问题，下步及时做好注采井网优化工作，平面上，综合利用卡、堵、压等手段对油井综合治理，同时做好增加注水井点等工作，提高水驱波及系数，纵向上，及时根据测试资料做好吸水剖面调整，缓解层间矛盾，提高注水利用率。
3.4滚动增储研究
近几年，充分利用钻井、测井和高精度三维地震资料，对邵伯地区的构造、储层特征及油气水分布进行了精细解释研究，可以认识到邵伯地区E2d主要为构造—岩性共同作用的复合型油藏。随着对岩性油藏认识加深，在邵16块、邵17块均有一定发现与突破，新增地质储量60万吨，其中最新鉆遇的邵17-4井新钻遇E2d12灰质砂岩油层1层2.5m，油干层1层6.8m，压裂投产后初期日产油10t，邵伯向南有对储层较发育区域实施E2d25砂砾岩体与E2d12灰质砂岩立体滚动评价的潜力。
四、下步工作建议
根据以上开发技术政策的研究，认识到利用水平井开发、转变油藏开发方式、强化水驱工作等均为适合邵伯油田稳产的技术对策，下步可从滚动增储等多方面投入工作量来弥补递减，实现稳产。
1.继续向南滚动扩边，对储层较发育区域实施E2d25砂砾岩体与E2d12灰质砂岩立体滚动评价，初步布署邵16-2井。
2.转变开发思路，对高渗区块的邵7E2s16投入注水开发，提高水驱波及系数及洗油效率，提高采收率，对岩性油藏的邵17块优选连通性较好的主力砂体投入注水开发补充地层能量。
3.对邵14块立足注采调整，建议在构造西翼进步布署水井一口，增加油井受效方向，扩大注水波及体积，提高水驱采收率，并且及时做好两个剖面测试工作，分注与卡堵水相结合，缓解层间、平面矛盾。
参考文献
[1]栗 伟，袁尚金.边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术.承德石油高等专科学校学报，2012，14（4）：9-14.
[2]张超.水驱油藏提液提高采收率理论分析与实例.科技信息，2012，（32）：403-404.
作者简介：陈曦（1985-）男，汉族，江苏扬州人，助理工程师，主要从事石油勘探工作。
关键词：高渗透 水平井 转变开发方式
一、概况
1.地质概况
邵伯构造位于高邮凹陷深凹带邵伯次凹南侧，总体格局为一个位于真②断层下降盘的断鼻构造。主要含油层系为E2s1、E2d2、E2d1。截止到2012年底，动用含油面积1.56km2，动用地质储量166×104t，注水储量43×104t，可采储量47.9×104t，标定采收率28.9%。
邵伯油田E2s16为高孔-高渗油藏，属于正常压力温度系统，地面原油密度0.8538g/cm3，属轻质常规油。
2.开发历程及开发现状
1985年随着邵8井的钻探，从而发现了邵伯油田，由于地质条件复杂，构造破碎，多年来没有取得大的突破。2008年在三维地震资料精细解释和地质综合评价的基础上，发现了邵14构造-岩性圈闭并成功钻探实施邵X14井后，邵伯油田近几年一直保持高速开发状态。截止到2013年6月底，油井开井22口，日产液水平468.7.t，日产油水平101.8t，綜合含水78.3%，累产油31.87×104t，采油速度2.24%，采出程度19.20%，含水上升率5.7%，注水井2口，开井2口，日注水量102.4m3，累注量9.87×104m3，月注采比0.21，累积注采比0.07，地下亏空-135.8×104m3。
二、开发中存在的主要问题
E2s16：
1.边底能量较为充足，水线分布不均。
2.邵7块长期高强度开采，井间存在一定剩余油难以有效动用。
E2d：
1.邵14E2d22投入注水开发后，油井见效后含水上升较快，水淹严重。平面差异导致部分井长期注水不见效，低液低产。
2.邵17块受岩性影响，储层发育不稳定，油井能量得不到有效补充，产量递减较快。
三、开发技术对策研究
技术思路：根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等，深入研究与分析，确定适合邵伯油田的开发技术对策，实现油田稳产。
1.合理井型优选研究
邵7E2s16储层展布较好，隔夹层分布稳定，边底水能量充足，剩余可采储量大，油井初期自喷，后期高含水，这类油藏如何优选井型，合理布署井网是提高油藏采收率的关键，对边底水油藏而言，水平井加密比直井加密具有优势。一是水平井钻穿油层井段长，增加了油井泄油面积，可更多地动用剩余油； 二是水平井可改变底水“锥”进模式为底水“脊”进模式，减弱了底水锥进速度，能够有效扩大底水波及体积；三是边底水油藏的剩余油主要分布在高部位油层顶部，水平井轨迹可沿顶部钻进，有利于追踪剩余油[1]。也就是说应用水平井开采边底水油藏可以有效地控制边底水，从而达到高效开采此类油藏的目的。通过近期邵7E2s16实施的邵14平5、邵14平6井，初期产量20t以上，目前仍保持10t以上产量，可见这类油藏优选水平井开发，能有效提高了产能和采收率。
2.转变开发方式研究
目前仅邵14块的E2d22投入注水开发，邵7E2s16及邵17E2d1+2块均采用天然能量开发。从邵7E2s16油井生产动态看，油藏属高孔-高渗储层，天然能量较充足，虽然目前油井供液充足，动液面较高，但含水上升较快，对稳产不利。可尝试对邵7E2s16转变开发方式，投入注水开发。从理论上讲采收率的计算公式ER=EV·ED，油藏的采收率是波及系数与洗油效率的乘积。波及系数EV越大，洗油效率ED越高，油藏原油的采收率ER就越高[2]。注水开发一方面可改变液流方向，提高水驱波及系数，另一方面，通过提高驱替倍数能有效提高洗油效率，注水开发是高渗透油藏的提高采收率的有效途径。
实例分析：真武油田真16E2s1储量规模虽小，但储层物性较好，与邵7E2s16油藏物性相似，1997年10月因低产停采。通过研究与论证，2010年投产了侧真79井才恢复生产，后续又实施了侧真21A、侧真14B、真16-1等新井工作量， 2012年通过注采井网优化配置研究，转变开发方式，转注了侧真79井，提高了水驱控制与动用程度，转注后较短时间内对应油井真16-1井、侧真14B井液量、油量上升明显，取得较好的注水效果，同时为了减少中高渗透油藏注水突进，又及时对注水量进行了合理的调配。该块注水开发，为高渗单元转变开发方式提供了新的思路。
邵17块目前油井开井5口，该块油藏受岩性控制，但从钻遇情况看，E2d21-4发育一套较稳定储层，邵16-1B、邵17-1、邵17等井均钻遇该砂体，从油井生产动态看，邵17-1、邵17、邵16-1B均低液低产，表现为天然能量不足，下步转变开发方式，优选连通性较好的E2d21-4主力砂体投入注水开发补充地层能量是解决该油藏低效开发的有效手段。
3.改善水驱研究
目前邵伯油田仅邵14块E2d22投入注水开发，该块油井8口，注水井2口，目前日产油水平44.4t，综合含水66.7%，日注水量102.4m3，月注采比0.71。下面从合理地层压力保持、注采比优化、注采井网方面进行研究分析。
（1）合理地层压力保持：邵14E2d2的原始地层压力为20.9MPa，借鉴其他同类油田的开发经验，确定80%左右的静水柱压力为合理地层压力，此确定该块合理地层压力为16.72MPa，从邵14-5A、邵14-3、等井的测压资料看，地层压力8-10MPa，压力较低，有待提高。
（2）合理注采比：目前月注采比0.63，累积注采比0.5。根据其它油田的开发经验，含水率<20%时可用0.8的注采比，含水率在30～60%之间可用采用0.9-1.0的注采比较为合理，从目前看，邵14E2d2的注采比偏低。 （3）井网适应性：E2d22的水驱控制程度91%，而水驱动用程度78%，水驱控制高而动用低，井网适应性有待优化。邵14-4、邵14-6井虽已分注，但从吸水剖面看小层吸水差异大，层间动用不均匀，部分层水淹较严重，同时平面差异致使部分井含水上升较快。
邵伯油田邵14E2d22存在地层压力偏低、注采比偏低，井网适应性差等问题，下步及时做好注采井网优化工作，平面上，综合利用卡、堵、压等手段对油井综合治理，同时做好增加注水井点等工作，提高水驱波及系数，纵向上，及时根据测试资料做好吸水剖面调整，缓解层间矛盾，提高注水利用率。
3.4滚动增储研究
近几年，充分利用钻井、测井和高精度三维地震资料，对邵伯地区的构造、储层特征及油气水分布进行了精细解释研究，可以认识到邵伯地区E2d主要为构造—岩性共同作用的复合型油藏。随着对岩性油藏认识加深，在邵16块、邵17块均有一定发现与突破，新增地质储量60万吨，其中最新鉆遇的邵17-4井新钻遇E2d12灰质砂岩油层1层2.5m，油干层1层6.8m，压裂投产后初期日产油10t，邵伯向南有对储层较发育区域实施E2d25砂砾岩体与E2d12灰质砂岩立体滚动评价的潜力。
四、下步工作建议
根据以上开发技术政策的研究，认识到利用水平井开发、转变油藏开发方式、强化水驱工作等均为适合邵伯油田稳产的技术对策，下步可从滚动增储等多方面投入工作量来弥补递减，实现稳产。
1.继续向南滚动扩边，对储层较发育区域实施E2d25砂砾岩体与E2d12灰质砂岩立体滚动评价，初步布署邵16-2井。
2.转变开发思路，对高渗区块的邵7E2s16投入注水开发，提高水驱波及系数及洗油效率，提高采收率，对岩性油藏的邵17块优选连通性较好的主力砂体投入注水开发补充地层能量。
3.对邵14块立足注采调整，建议在构造西翼进步布署水井一口，增加油井受效方向，扩大注水波及体积，提高水驱采收率，并且及时做好两个剖面测试工作，分注与卡堵水相结合，缓解层间、平面矛盾。
参考文献
[1]栗 伟，袁尚金.边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术.承德石油高等专科学校学报，2012，14（4）：9-14.
[2]张超.水驱油藏提液提高采收率理论分析与实例.科技信息，2012，（32）：403-404.
作者简介：陈曦（1985-）男，汉族，江苏扬州人，助理工程师，主要从事石油勘探工作。