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[摘 要]本文对锦150块水驱开发过程中存在的问题进行了系统的分析和概括，针对存在的问题提出了改善开发效果技术对策，并对实施效果进行了客观地评价，最后提出了适合锦150断块开发的结论及建议.
[关键词]油藏概况；存在问题；技术对策；实施效果；结论；锦150断块
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）41-0252-01
1 油藏概况
锦150断块总体构造形态为向东南、西南倾没的断鼻构造，轴向近南北向，东南部地层陡，倾角15°～20°，西南部地层缓，倾角8°左右。构造高点在锦623井北侧边界断层附近，高点埋深约-1635m，共发育近东西及近北东走向两组断裂系统。砂体平面分布具有西部厚东部薄、南部厚北部薄的特点。
锦150断块储层物性较差，为低孔、低渗储集层，油层孔隙度为11.2%～22.4%，平均为14.2%；渗透率为1.1×10-3～194.0×10-3μm2，平均为38.5×10-3μm2。纵向上，储层物性变化无明显规律性；平面上，砂体的主体部位储层物性略好，孔隙度一般大于10.0%，渗透率一般大于10×10-3μm2。
锦150断块油藏类型为中～厚层状边水稀油油藏，油水界面-1795m。油层连通较好，连通系数达91.3%。
锦150断块地面脱气原油密度（20℃）为0.8291～0.8474g/cm3，地面脱气原油粘度（50℃）为4.95～17.3mPa.s，含蜡量6.35%～21.53%，胶质、沥青质含量5.19%～18.19%，凝固点为24℃～30℃，为中含蜡、低凝固点稀油，地层水水型为NaHCO3型。
截至2014年，锦150断块共有油井33口，开井30口，日产液210.5t，日产油130.5t，综合含水61.99%，累产油45.3524×104t，累产水17.5908×104m3，采油速度1.07%，采出程度15.08%。
水井总井18口，开井15口，日注水715m3，累注水89.529×104m3，月度注采比3.44，累计注采比1.39，累计亏空-31.29×104m3。
2 存在问题
2.1区块开发效果变差，注水压力高，但低产液井多
断块目前注采比高达1.39，月注采比高达3.44，地层亏空恢复较好，目前断块注水压力在20～24Mpa，但油井产液低。分析认为受物性影响，以及投产时压裂厚度小，油层改造不彻底。
2.2受井况差及井网结构影响，部分井区井网欠完善
近几年来，断块油水井井况越来越差，统计油水井15口具有井况问题，其中今年增加6口井，导致油井无法实施水力压裂、堵水等措施，水井无法实施分注，严重制约了断块的开发效果。同时，通过对套坏井套坏位置、以及套坏处的斜度、全角变化率、还有是否是套管结箍点的分析，无法得出套坏井发生规律。
2.3油藏层间矛盾突出，受裂缝方向影响，注水效果变差
由于断块物性差，油井早期均采用压裂投产来提高储层的渗流能力。通过油水井的动态反应，结合微地震人工裂缝监测，得出裂缝方向为NE-SW，与部署井排的方向一致。因此，造成了断块平面矛盾突出，水驱方向单一，注水利用率低。
2.4采油速度呈直线递减
由采油速度曲线看出，断块可分为两个开发阶段：天然能量开发和注水开发。天然能量开发阶段依靠建产能，断块采油速度逐渐上升，后期由于地层亏空，采油速度下降，转为注水开发，使断块再度上产，随着断块的不断开发，采油速度呈直线下降，开发形势急速恶化。
3 改进方法
3.1 转换开发方式
签于目前的反九点法面积注采井网已经不能适应油藏开发需要，研究新的井网结构提高该块的开发效果势在必行。目前锦150断块开展的行列式注水试验取得了一定的效果，预计断块全面实施行列式注水后可进一步提高断块开发效果。
3.2 完善注采井网
针对重要的注水井点以及高产量井的套坏，严重影响了断块的开发形势，如锦623井、锦150-20-110井为行列式注水井点，由于套坏，无法注水；以及高产量井锦150-21-109井套坏前日产油14.3t/d，由于套错无法恢复生产，若部署更新井，预计可增加可采储量9.0×104t。
3.3 油井实施水力压裂
针对断块目前注采比高达1.39，月注采比高达3.44，地层亏空恢复较好，但油井产液低，分析认为主要受物性影响，以及投产时压裂厚度小，油层改造不彻底。首先从油井压裂统计效果可以看出，在原始地层压力的条件下，油井实施压裂投产，单井日产液达21.4t/d，日产油15.9t/d。另外对比4口井非投产压裂的油井，压裂后单井日产液增加10.3t/d，日产油增加10.7t/d。另外根据锦150-20-110压裂试验井的效果，对目前产液量较低的油井实施压裂，可有效提高油井产能。
4 结论及建议
4.1 加强油藏认识，进行注水方式转换研究
完善注采井网，断块整体实施行列式注水，扩大油井见效范围。对部分欠注水井实施增注泵增注，达到注进水的目的。
4.2 进行水力压裂改造油层，提高油层渗流能力
锦150块中生界油层属低渗透油藏，层数多、层间差异大，势必造成油层在平面和纵向上的动用程度不均。同时容易造成水井不吸水，油井不采液。因此，为了提高油层动用程度，改善油层渗透状况，需要对油井进行油层压裂改造。
4.3 引进细分注水技术，提高纵向动用程度
水井吸水剖面监测资料表明，锦150块纵向吸水差异较大，油层动用不均。虽已实现分层注水，但同一层内各層吸水量仍相差悬殊。为更好地动用潜力层，应引进成熟的分（调）注技术，由简单分注向多极多层发展，真正实现分层注水、分层采油的要求，提高油层纵向动用程度。
参考文献
[1]赵淑俊.包14块低渗透油藏干层及差油层潜力再认识[J].特种油气藏，2004，11（6）：56～57.
[2]王晓东.综合防偏磨技术在锦150块的应用及效果评价.中国科技博览，2011（26）.
[关键词]油藏概况；存在问题；技术对策；实施效果；结论；锦150断块
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）41-0252-01
1 油藏概况
锦150断块总体构造形态为向东南、西南倾没的断鼻构造，轴向近南北向，东南部地层陡，倾角15°～20°，西南部地层缓，倾角8°左右。构造高点在锦623井北侧边界断层附近，高点埋深约-1635m，共发育近东西及近北东走向两组断裂系统。砂体平面分布具有西部厚东部薄、南部厚北部薄的特点。
锦150断块储层物性较差，为低孔、低渗储集层，油层孔隙度为11.2%～22.4%，平均为14.2%；渗透率为1.1×10-3～194.0×10-3μm2，平均为38.5×10-3μm2。纵向上，储层物性变化无明显规律性；平面上，砂体的主体部位储层物性略好，孔隙度一般大于10.0%，渗透率一般大于10×10-3μm2。
锦150断块油藏类型为中～厚层状边水稀油油藏，油水界面-1795m。油层连通较好，连通系数达91.3%。
锦150断块地面脱气原油密度（20℃）为0.8291～0.8474g/cm3，地面脱气原油粘度（50℃）为4.95～17.3mPa.s，含蜡量6.35%～21.53%，胶质、沥青质含量5.19%～18.19%，凝固点为24℃～30℃，为中含蜡、低凝固点稀油，地层水水型为NaHCO3型。
截至2014年，锦150断块共有油井33口，开井30口，日产液210.5t，日产油130.5t，综合含水61.99%，累产油45.3524×104t，累产水17.5908×104m3，采油速度1.07%，采出程度15.08%。
水井总井18口，开井15口，日注水715m3，累注水89.529×104m3，月度注采比3.44，累计注采比1.39，累计亏空-31.29×104m3。
2 存在问题
2.1区块开发效果变差，注水压力高，但低产液井多
断块目前注采比高达1.39，月注采比高达3.44，地层亏空恢复较好，目前断块注水压力在20～24Mpa，但油井产液低。分析认为受物性影响，以及投产时压裂厚度小，油层改造不彻底。
2.2受井况差及井网结构影响，部分井区井网欠完善
近几年来，断块油水井井况越来越差，统计油水井15口具有井况问题，其中今年增加6口井，导致油井无法实施水力压裂、堵水等措施，水井无法实施分注，严重制约了断块的开发效果。同时，通过对套坏井套坏位置、以及套坏处的斜度、全角变化率、还有是否是套管结箍点的分析，无法得出套坏井发生规律。
2.3油藏层间矛盾突出，受裂缝方向影响，注水效果变差
由于断块物性差，油井早期均采用压裂投产来提高储层的渗流能力。通过油水井的动态反应，结合微地震人工裂缝监测，得出裂缝方向为NE-SW，与部署井排的方向一致。因此，造成了断块平面矛盾突出，水驱方向单一，注水利用率低。
2.4采油速度呈直线递减
由采油速度曲线看出，断块可分为两个开发阶段：天然能量开发和注水开发。天然能量开发阶段依靠建产能，断块采油速度逐渐上升，后期由于地层亏空，采油速度下降，转为注水开发，使断块再度上产，随着断块的不断开发，采油速度呈直线下降，开发形势急速恶化。
3 改进方法
3.1 转换开发方式
签于目前的反九点法面积注采井网已经不能适应油藏开发需要，研究新的井网结构提高该块的开发效果势在必行。目前锦150断块开展的行列式注水试验取得了一定的效果，预计断块全面实施行列式注水后可进一步提高断块开发效果。
3.2 完善注采井网
针对重要的注水井点以及高产量井的套坏，严重影响了断块的开发形势，如锦623井、锦150-20-110井为行列式注水井点，由于套坏，无法注水；以及高产量井锦150-21-109井套坏前日产油14.3t/d，由于套错无法恢复生产，若部署更新井，预计可增加可采储量9.0×104t。
3.3 油井实施水力压裂
针对断块目前注采比高达1.39，月注采比高达3.44，地层亏空恢复较好，但油井产液低，分析认为主要受物性影响，以及投产时压裂厚度小，油层改造不彻底。首先从油井压裂统计效果可以看出，在原始地层压力的条件下，油井实施压裂投产，单井日产液达21.4t/d，日产油15.9t/d。另外对比4口井非投产压裂的油井，压裂后单井日产液增加10.3t/d，日产油增加10.7t/d。另外根据锦150-20-110压裂试验井的效果，对目前产液量较低的油井实施压裂，可有效提高油井产能。
4 结论及建议
4.1 加强油藏认识，进行注水方式转换研究
完善注采井网，断块整体实施行列式注水，扩大油井见效范围。对部分欠注水井实施增注泵增注，达到注进水的目的。
4.2 进行水力压裂改造油层，提高油层渗流能力
锦150块中生界油层属低渗透油藏，层数多、层间差异大，势必造成油层在平面和纵向上的动用程度不均。同时容易造成水井不吸水，油井不采液。因此，为了提高油层动用程度，改善油层渗透状况，需要对油井进行油层压裂改造。
4.3 引进细分注水技术，提高纵向动用程度
水井吸水剖面监测资料表明，锦150块纵向吸水差异较大，油层动用不均。虽已实现分层注水，但同一层内各層吸水量仍相差悬殊。为更好地动用潜力层，应引进成熟的分（调）注技术，由简单分注向多极多层发展，真正实现分层注水、分层采油的要求，提高油层纵向动用程度。
参考文献
[1]赵淑俊.包14块低渗透油藏干层及差油层潜力再认识[J].特种油气藏，2004，11（6）：56～57.
[2]王晓东.综合防偏磨技术在锦150块的应用及效果评价.中国科技博览，2011（26）.