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摘要：商河油田商56块目前总计叠合含油面积9.47 km2，地质储量1442.82×104t。但目前采出程度、水驱效果、储量动用程度、剩余储量丰度等开发指标不理想。经分析，现井网形式、技术井距、井网完善程度、注采对应率等因素制约了该块高效开发的需要，为了更好的提高开发效果，需要进行开发方案的调整完善以提高最终采收率。本文从研究区地质特征出发，从开发方式、开发层系、压力保持水平等方面综合考虑，制定并优选方案，同时预测了开发指标。
关键词：商河油田;开发方案;指标预测
商河油田商四区地理位置位于山东省商河县境内，构造位置位于济阳坳陷惠民凹陷西部中央隆起带东端的商河构造带南部。商四区西起新商60井区，东到商57井区，北靠商三区，东南为玉皇庙油田，面积约45km2。2002年完成惠民凹陷三维地震大连片处理，测网密度25×25m。通过前期勘探工作，发现了沙一段、沙二上、沙二下、沙三上和沙三中等五套含油层系。
1 研究区地质特征与开发方案研究
1.1 开发方式
商56-4块沙二下天然能量不足。弹性产率较低为2.478×104t/MPa，每采1%地质储量地层压力下降3.23MPa。物质平衡计算弹性开采采收率仅为7.5%，需尽早注水补充地层能量。同时，油层润湿性及水、油流度比等资料均对注水开发有利，储层敏感性实验表明注水开发可行，且2008年6月转注水开发以来取得了一定效果，递减趋势明显变缓，所以研究区开发方式应为注水开发
1.2开发层系
经研究，商56块储层具有如下特点：（1）油藏层薄、层多、丰度低、单层产能低，不具备细分条件;（2）纵向具有叠合性，能形成较为规则井网和注采系统;（3）储层物性和原油物性层间差异不大，具备合采条件;（4）层间压力系数差别不大;（5）不出砂，虽然生产井段长，但完井工艺简单，合采可行。根据上诉特点：建议商56-4块沙二下使用一套层系开发，层间吸水差异状况可采用注水井分层注水来调整。
1.3 井网部署
商56-4块沙二下属于特低渗透油藏，目前注水井数少，累计亏空达到11.45×104m3，不能满足注水开发的需要。矩型五点法注采井网适当加密后，注采井距缩小，注水见效快，油水井数比接近1：1，是一种强注强采的注采井网，能够满足注水开发的需要，且沿裂缝方向布井，有利于防止注入水水窜，提高波及体积和驱油效率。所以商56-4块沙二下采用矩型五点法面积注采井网，适当井网加密及井排方向调整，储层边部采用不规则注采井网。
使用交汇法计算了经济合理井网密度，计算经济合理井网密度为17口/km2，对应五点法井网生产井与生产井之间的井距为343米，生产井与注水井之间井距为243米。
根据胜利地质研究院研究成果，计算了低渗透油田技术极限泄油半径，计算结果为86.9米，取技术极限泄油半径为90米，技术极限井距为180米，目前商56-4块沙二下油井平均压裂半缝长90米，通过压裂改造弥补经济合理井距，取生产井距350米，排距取150米，对应注采井距230米。
式中 ——极限控制半径，m;
——供给边界压力，MPa;
——流动压力，MPa;
K——有效渗透率，10-3μm2;
——流体地下粘度，mPa.s。
因此，本次商56-4块沙二下井网适当加密至生产井距350米，注采井距230米矩型五点法井网。
1.4 压力保持水平
商56-4块沙二下油层目前压降大，油井动液面低，产量低，影响了油层生产能力的发挥。为使油层生产能力逐步恢复，建议油层压力保持在静水柱压力。数模优化结果为：注水初期为恢复地层压力，采用1.2注采比，弥补亏空后略大于平衡注采比，保持地层压力效果最好。
2 方案设计与优选
根据商56-4块沙二下地质特征及开发中面临的主要问题，采用矩型五点法注采井网对该块进行加密完善，共设计两套方案。
方案一：原有井网形式下加密
方案动用含油面积3.68km2，动用储量448.33×104t，方案部署总井数44口，其中油井数25口（新钻6口，老油井19口），注水井数19口（老注水井11口，转注井7口、新钻1口）。
图1商56-4块沙二下方案部署图
方案二：井排方向调整为NE67.9°
方案动用含油面积3.68km2，动用储量448.33×104t，方案部署总井数49口，其中油井数27口（新钻6口，老油井21口），注水井数22口（老注水井11口，转注井5口、新钻6口）。
为对比不同方案的优劣，利用数值模拟对不同方案15年指标进行预测，结果如下表所示。结果表明，方案二15年优于方案一及不调整方案，因此，优化推荐方案二。
3 指标预测
调整后总井数49口（油井27口，水井22口），新钻井12口（油井6口，水井6口），利用老井37口（利用油井21口，利用水井11口，转注井5口）。方案实施第一年区块日液能力188t/d，日油能力91t/d，综合含水51.8%，采油速度0.61%，区块日注能力271m3/d，单井日注能力12.3m3/d。预测15年末累计产油50.76×104t，采出程度11.32%。
预计实施后前三年平均产能为2.60×104t，其中新井产能0.9×104t，老井产能1.70×104t，对比调整前前三年平均增建产能1.20×104t。
关键词：商河油田;开发方案;指标预测
商河油田商四区地理位置位于山东省商河县境内，构造位置位于济阳坳陷惠民凹陷西部中央隆起带东端的商河构造带南部。商四区西起新商60井区，东到商57井区，北靠商三区，东南为玉皇庙油田，面积约45km2。2002年完成惠民凹陷三维地震大连片处理，测网密度25×25m。通过前期勘探工作，发现了沙一段、沙二上、沙二下、沙三上和沙三中等五套含油层系。
1 研究区地质特征与开发方案研究
1.1 开发方式
商56-4块沙二下天然能量不足。弹性产率较低为2.478×104t/MPa，每采1%地质储量地层压力下降3.23MPa。物质平衡计算弹性开采采收率仅为7.5%，需尽早注水补充地层能量。同时，油层润湿性及水、油流度比等资料均对注水开发有利，储层敏感性实验表明注水开发可行，且2008年6月转注水开发以来取得了一定效果，递减趋势明显变缓，所以研究区开发方式应为注水开发
1.2开发层系
经研究，商56块储层具有如下特点：（1）油藏层薄、层多、丰度低、单层产能低，不具备细分条件;（2）纵向具有叠合性，能形成较为规则井网和注采系统;（3）储层物性和原油物性层间差异不大，具备合采条件;（4）层间压力系数差别不大;（5）不出砂，虽然生产井段长，但完井工艺简单，合采可行。根据上诉特点：建议商56-4块沙二下使用一套层系开发，层间吸水差异状况可采用注水井分层注水来调整。
1.3 井网部署
商56-4块沙二下属于特低渗透油藏，目前注水井数少，累计亏空达到11.45×104m3，不能满足注水开发的需要。矩型五点法注采井网适当加密后，注采井距缩小，注水见效快，油水井数比接近1：1，是一种强注强采的注采井网，能够满足注水开发的需要，且沿裂缝方向布井，有利于防止注入水水窜，提高波及体积和驱油效率。所以商56-4块沙二下采用矩型五点法面积注采井网，适当井网加密及井排方向调整，储层边部采用不规则注采井网。
使用交汇法计算了经济合理井网密度，计算经济合理井网密度为17口/km2，对应五点法井网生产井与生产井之间的井距为343米，生产井与注水井之间井距为243米。
根据胜利地质研究院研究成果，计算了低渗透油田技术极限泄油半径，计算结果为86.9米，取技术极限泄油半径为90米，技术极限井距为180米，目前商56-4块沙二下油井平均压裂半缝长90米，通过压裂改造弥补经济合理井距，取生产井距350米，排距取150米，对应注采井距230米。
式中 ——极限控制半径，m;
——供给边界压力，MPa;
——流动压力，MPa;
K——有效渗透率，10-3μm2;
——流体地下粘度，mPa.s。
因此，本次商56-4块沙二下井网适当加密至生产井距350米，注采井距230米矩型五点法井网。
1.4 压力保持水平
商56-4块沙二下油层目前压降大，油井动液面低，产量低，影响了油层生产能力的发挥。为使油层生产能力逐步恢复，建议油层压力保持在静水柱压力。数模优化结果为：注水初期为恢复地层压力，采用1.2注采比，弥补亏空后略大于平衡注采比，保持地层压力效果最好。
2 方案设计与优选
根据商56-4块沙二下地质特征及开发中面临的主要问题，采用矩型五点法注采井网对该块进行加密完善，共设计两套方案。
方案一：原有井网形式下加密
方案动用含油面积3.68km2，动用储量448.33×104t，方案部署总井数44口，其中油井数25口（新钻6口，老油井19口），注水井数19口（老注水井11口，转注井7口、新钻1口）。
图1商56-4块沙二下方案部署图
方案二：井排方向调整为NE67.9°
方案动用含油面积3.68km2，动用储量448.33×104t，方案部署总井数49口，其中油井数27口（新钻6口，老油井21口），注水井数22口（老注水井11口，转注井5口、新钻6口）。
为对比不同方案的优劣，利用数值模拟对不同方案15年指标进行预测，结果如下表所示。结果表明，方案二15年优于方案一及不调整方案，因此，优化推荐方案二。
3 指标预测
调整后总井数49口（油井27口，水井22口），新钻井12口（油井6口，水井6口），利用老井37口（利用油井21口，利用水井11口，转注井5口）。方案实施第一年区块日液能力188t/d，日油能力91t/d，综合含水51.8%，采油速度0.61%，区块日注能力271m3/d，单井日注能力12.3m3/d。预测15年末累计产油50.76×104t，采出程度11.32%。
预计实施后前三年平均产能为2.60×104t，其中新井产能0.9×104t，老井产能1.70×104t，对比调整前前三年平均增建产能1.20×104t。