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摘 要：河148-70地区构造上属于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带西段郝家鼻状构造，其下第三系沙河街组的沙三中亚段为主要含油层系。本文通过对该区沙三段储层进行精细油藏描述，确定了有利的目的层，落实了储量规模，然后综合使用油藏、地质方法，对该区块进行了产能建设方案的设计。
关键词：对比标志，油藏描述，产能建设
一、工区概况
河148-70地区位于山东省东营市东营区龙居乡，构造上属于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带西段郝家鼻状构造，南为河146地区，东为河90断块，北为河4断块，西为河148区块。开发目的层系沙三中5。
二、油藏地质特征
1. 地层特征
本区钻遇的地层自上而下为第四系平原组、上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组。其中下第三系沙河街组的沙三中亚段为本区块的主要含油层系。
根据确定的对比标志，结合构造、试油试采等资料的基础上，完成评价区对比剖面。将主要含油层段沙三中划分为五个砂组，沙三中1、沙三中2、沙三中3、沙三中4、沙三中5。中5砂组为主力含油层段。
2. 构造特征
为实现该区构造及断层精细解释，主要利用完钻井的地层对比结果，制作声波合成地震记录进行了层位标定，进行该区构造解释。工区整体表现为一构造单斜带，地层西南倾，向东北抬起。地层倾角50～80。区内仅在局部被1条小断层切割。
3. 沉积特征
河148地区沙三中储层是东营三角洲自东南向西北不断推进，在古地形低洼区形成深湖-半深湖相三角洲前缘滑塌浊积砂体。
沙三中段巖性组合为大套暗色泥岩为主夹粉细砂岩。
4. 储层特征
通过对河148地区已完钻井钻遇沙三中5砂体及油层厚度进行数理统计，在对砂体进行精细对比的基础上，按沉积旋回将该地区沙三中5砂体进行划分，确定50、51、52、53、54等5个主力含油小层。河148-70地区沙三中5砂体发育轴向为东南—西北向，最厚37.9m，平均厚度15m。油层有效平均厚度9m。
5. 流体性质
6. 温度及压力系统
根据测试资料，该区原始地层压力44.3MPa，压力系数1.4-1.5.，为高压油藏。地层温度135.7℃，地温梯度为4.2℃/100m，属于正常温度、高压系统。
7. 油藏类型
综上所述，河148-70地区为埋藏深、高压、低渗透、低饱和、稀油、岩性油藏。
3 油藏开采特征
3.1 油井初期具有一定的自然产能，产能差异较大
12口试采井中，初期自喷井11口，常规投产井1口；
除去1口压裂投产的-X58井，初期自然产能大于20t/d的油井3口，产能10-20t/d的井6口，产能小于10t/d的井2口。产能在平面上的分布表明核部产能高，边部及油层薄差部位产能低。说明该区油井初期具有较好的产能基础。平均比采油指数为0.0954t/d.MPa.m。
3.2 油井压裂改造效果好
统计河148断块压裂投产井10口，平均单井初期日油11.2t/d，目前平均生产106天，单井日油7.2t/d，累油1000t。
后期压裂井8口，压裂前平均产能1.2t/d，压裂后初期平均18t/d，目前平均生产117天，单井日油8.5t/d，累油917t。
3.3 油藏天然能量弱，弹性产率低
根据河148-X21井系统试井结果， 2008年7月，地层压力为33.65MPa，每采出1%的地质储量压力下降值10.6MPa，弹性产率1105t/MPa，按物质平衡法，当压力降至饱和压力时，弹性采收率只有4.4%。按照弹性能量划分标准，该区属于天然能量微弱的油藏。
三、油藏工程设计
1. 开发层系的划分
本方案工区内主力油层为沙三中5，纵向上物性差异不大。油层纵向上主力含油砂体叠加连片，具有相似的储层性质、相同的流体性质及压力系统，因此确定采取一套层系开发。
2. 开发方式的确定
本区属于异常高压低渗透油藏，初期具有一定能量，但属于封闭砂体且规模较小，油藏能量下降较快。
从试采井以及邻区河143主体生产状况来看，由于地层能量的下降导致油井产能大幅度递减，初期月递减达到6.3%，油藏弹性产率仅为1105t/MPa，弹性采收率4.4%，因此适时进行注水开发，保持一定的地层压力对于提高该类油藏开发效果至关重要。
（1）构造简单，主力储层分布相对稳定，有一定规模
（2）岩石亲水，驱油效率高
（3）储层敏感性不强
（4）本区沙三中油藏水井吸水能力较好，单井日注40m3/d。
（5）同类油藏邻区河143沙三中注水效果明显
因此，本区注水开发具有可行性。
3. 开发井网及井距的确定
本区主力含油小层叠合连片，具有一定的面积和储量规模，因此采用规则面积井网进行开发。
同时从2008年河148沙三中5试采井生产情况来看，初期有11口井自喷，说明油藏初期具有一定的天然能量，因此，初期宜采用反九点井网部署，充分利用油藏天然能量。
根据胜利油田地质科学研究院的低渗透油藏极限供油半径公式，计算极限供油半径为128m，则技术极限井距为256m。即若不采取其它措施，技术上油水井井距最大为256m。
考虑对油井进行压裂投产，采用250×350m正方形井网，可以满足注采井距要求。
4. 产能方案部署
关键词：对比标志，油藏描述，产能建设
一、工区概况
河148-70地区位于山东省东营市东营区龙居乡，构造上属于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带西段郝家鼻状构造，南为河146地区，东为河90断块，北为河4断块，西为河148区块。开发目的层系沙三中5。
二、油藏地质特征
1. 地层特征
本区钻遇的地层自上而下为第四系平原组、上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组。其中下第三系沙河街组的沙三中亚段为本区块的主要含油层系。
根据确定的对比标志，结合构造、试油试采等资料的基础上，完成评价区对比剖面。将主要含油层段沙三中划分为五个砂组，沙三中1、沙三中2、沙三中3、沙三中4、沙三中5。中5砂组为主力含油层段。
2. 构造特征
为实现该区构造及断层精细解释，主要利用完钻井的地层对比结果，制作声波合成地震记录进行了层位标定，进行该区构造解释。工区整体表现为一构造单斜带，地层西南倾，向东北抬起。地层倾角50～80。区内仅在局部被1条小断层切割。
3. 沉积特征
河148地区沙三中储层是东营三角洲自东南向西北不断推进，在古地形低洼区形成深湖-半深湖相三角洲前缘滑塌浊积砂体。
沙三中段巖性组合为大套暗色泥岩为主夹粉细砂岩。
4. 储层特征
通过对河148地区已完钻井钻遇沙三中5砂体及油层厚度进行数理统计，在对砂体进行精细对比的基础上，按沉积旋回将该地区沙三中5砂体进行划分，确定50、51、52、53、54等5个主力含油小层。河148-70地区沙三中5砂体发育轴向为东南—西北向，最厚37.9m，平均厚度15m。油层有效平均厚度9m。
5. 流体性质
6. 温度及压力系统
根据测试资料，该区原始地层压力44.3MPa，压力系数1.4-1.5.，为高压油藏。地层温度135.7℃，地温梯度为4.2℃/100m，属于正常温度、高压系统。
7. 油藏类型
综上所述，河148-70地区为埋藏深、高压、低渗透、低饱和、稀油、岩性油藏。
3 油藏开采特征
3.1 油井初期具有一定的自然产能，产能差异较大
12口试采井中，初期自喷井11口，常规投产井1口；
除去1口压裂投产的-X58井，初期自然产能大于20t/d的油井3口，产能10-20t/d的井6口，产能小于10t/d的井2口。产能在平面上的分布表明核部产能高，边部及油层薄差部位产能低。说明该区油井初期具有较好的产能基础。平均比采油指数为0.0954t/d.MPa.m。
3.2 油井压裂改造效果好
统计河148断块压裂投产井10口，平均单井初期日油11.2t/d，目前平均生产106天，单井日油7.2t/d，累油1000t。
后期压裂井8口，压裂前平均产能1.2t/d，压裂后初期平均18t/d，目前平均生产117天，单井日油8.5t/d，累油917t。
3.3 油藏天然能量弱，弹性产率低
根据河148-X21井系统试井结果， 2008年7月，地层压力为33.65MPa，每采出1%的地质储量压力下降值10.6MPa，弹性产率1105t/MPa，按物质平衡法，当压力降至饱和压力时，弹性采收率只有4.4%。按照弹性能量划分标准，该区属于天然能量微弱的油藏。
三、油藏工程设计
1. 开发层系的划分
本方案工区内主力油层为沙三中5，纵向上物性差异不大。油层纵向上主力含油砂体叠加连片，具有相似的储层性质、相同的流体性质及压力系统，因此确定采取一套层系开发。
2. 开发方式的确定
本区属于异常高压低渗透油藏，初期具有一定能量，但属于封闭砂体且规模较小，油藏能量下降较快。
从试采井以及邻区河143主体生产状况来看，由于地层能量的下降导致油井产能大幅度递减，初期月递减达到6.3%，油藏弹性产率仅为1105t/MPa，弹性采收率4.4%，因此适时进行注水开发，保持一定的地层压力对于提高该类油藏开发效果至关重要。
（1）构造简单，主力储层分布相对稳定，有一定规模
（2）岩石亲水，驱油效率高
（3）储层敏感性不强
（4）本区沙三中油藏水井吸水能力较好，单井日注40m3/d。
（5）同类油藏邻区河143沙三中注水效果明显
因此，本区注水开发具有可行性。
3. 开发井网及井距的确定
本区主力含油小层叠合连片，具有一定的面积和储量规模，因此采用规则面积井网进行开发。
同时从2008年河148沙三中5试采井生产情况来看，初期有11口井自喷，说明油藏初期具有一定的天然能量，因此，初期宜采用反九点井网部署，充分利用油藏天然能量。
根据胜利油田地质科学研究院的低渗透油藏极限供油半径公式，计算极限供油半径为128m，则技术极限井距为256m。即若不采取其它措施，技术上油水井井距最大为256m。
考虑对油井进行压裂投产，采用250×350m正方形井网，可以满足注采井距要求。
4. 产能方案部署