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【摘要】针对雷11块莲花油层开发中存在“直井网注水开发效果差、纵向上储量动用不均”的问题，提出分层开发理念，针对不同类储层制定相适应开发方式，包括井网、井型以及驱动方式等，并于2012年开展分层开发实验，取得较好效果，扭转了区块产量递减趋势，综合递减率、自然递减率达到近五年最低水平。
【关键词】雷11块 分层开发 效果分析
1 概况
雷11块莲花油层处于辽河盆地西部凹陷西斜坡北端，开发主要目的层是下第三系沙河街组沙三段莲花油层Ⅴ～Ⅶ砂岩组，其中Ⅴ、Ⅵ砂岩组主要为层状纯油藏，Ⅶ砂岩组为块状底水油藏，动用含油面积2.42km2，石油地质储量385×104t，采收率39.6%，原油性质稀油，地层原油粘度13.5mPa·s 。
2 油藏开发中存在问题及解决方案
雷11块莲花油层1988年投入开发，目前开发中主要存在两方面问题，首先是平面注采井网欠完善，直井网注水开发效果差，主要原因包括两点，一是构造复杂、断层发育，区块被切割成多个条带形小断块，很难形成面积注采井网，只能实现不规则点状注采井网，注采井网欠完善；二是莲花油层37.5%油井均是杜家台上返井，上返后井网、井距不规则，注入水单向水窜严重，水窜层位为Ⅶ砂岩组。其次是纵向上储量动用不均，雷11块莲花油层纵向上发育多套油水组合，层状纯油藏、底水油藏并存，并且各油井纵向上跨度大，小层层数多，目前采取一套井网合注合采、逐层上返的开发方式，造成目前90%油井为合采井，平均单井合采层数10层，由于各套小层油藏类型、物性、压力水平差异，不能充分动用各套小层剩余油潜能，尤其是莲花油层Ⅶ砂岩组，利用直井开采，底水锥进严重，较高能量底水，对其它层位产能有抑制作用。针对上述问题，提出分层开发理念[1]，即细分开发单元，针对不同类储层制定相适宜的开发方式，Ⅶ砂岩组利用边底水驱水平井开发，降低生产压差，挖掘底水锥间带剩余油；Ⅴ、Ⅵ砂岩组内部Ⅰ类储层利用直平组合水平井开发[2]，其余Ⅱ类储层利用直井网细分注水开发。
3 分层开发实验效果分析
2012年雷11块莲花油层进入分层开发阶段，开展了Ⅶ砂岩组边底水驱水平井实验和Ⅴ、Ⅵ砂岩组Ⅱ类储层直井网注水开发实验，取得一定效果和认识，同样也面临一些问题，需要进一步研究解决。3.1 Ⅶ砂岩组水平井效果分析
2012年Ⅶ砂岩组实施2口水平井，通过生产效果来看，2口水平井均达到设计产能，但其利用底水能量状况却用很大差异，雷11-莲H703井部署在雷219断块Ⅶ1（Ⅶ砂岩组1小层），受到底水能量补充，初期日产液21t，日产油7.1t，目前日产液18.2t，日产油8.1t，日产气500方左右，产量保持稳定，与同生产层位直井雷23-11C井对比发现，2口井日产液量相似，但水平井日产油量是直井2倍左右，这说明水平井有较好稳水控油能力，能降低生产压差，动用底水锥间带无法利用直井开采剩余可采储量；另一口水平井雷11-莲H706井部署在雷观1块Ⅶ2小层，该井投产后初期日产液15.1t，日产油10.9t，功图显示为抽喷，但随着开采时间增加，产量不断下降，出气严重，并且功图显示供液不足，目前日产液、日产油分别为7.7t、6.8t，日产气2561方，脱气严重，其未能有效利用底水能量，具体原因可能是Ⅶ2与Ⅶ3之间物性夹层对底水遮挡作用，也有可能是水平井避底水距离过大等等[3]，所以下步有必要对边底水驱动特征研究，充分认识边底水驱影响因素，制定合理的水平井驱动方式完善技术，有效指导其它水平井实施。
3.2 Ⅴ、Ⅵ砂岩组直井网细分注水效果分析
按照分层开发思路，Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅱ类储层利用直井网注水开发，为进一步落实直井网开发储层目前产能及压力状况，2012年部署实施直井5口，并开展一系列注水调整工作，进一步验证直井网注水开发效果。
新部署5口直井均投产Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅱ类储层，初期日产油40.1t，目前日产油38.2t，平均单井年累产油1600t，其中雷23-10、雷24-10井部署在雷观1块，均于2012年6月16日投产，生产层位分别为为Ⅵ4、Ⅵ3，压力系数分别为1.01、1.3，雷23-10井初期转抽生产，日产液、日产油分别为17.5t、12.5t，含水29%，目前日产液、日产油分别为15.3t、8.1t，含水47%，累产油1800t；雷24-10井初期自喷生产，日产液、日产油分别为21.5t、16.3t，含水24%，目前已转抽生产，日产液、日产油分别为15.5t、11.6t，含水25%，累产油3380t；2口新井均达到设计产能，为Ⅵ3、Ⅵ4小层利用直井网注水开发奠定基础。
为验证直井网注水开发效果，对4个井组注采结构进行调整，均达到较好效果，其中雷2111井组，原注水层位为Ⅴ、Ⅶ砂岩组，水平井雷11-莲H703井投产后，按照分层开发思路，对其注水井段进行重组，填砂注灰封利用底水能量开发的Ⅶ砂岩组，对Ⅴ砂岩组实施油套分注，加强直井网注水开发储层地层能量补充，生产Ⅶ砂岩组水平井和直井在底水能量补充作用下，产量保持稳定，生产Ⅴ砂岩组油井见到注水效果，平均单井日增液3.2t，日产油1.8t，累增油500t；对于雷观1井组，根据2011年新井雷26-10RFT（电缆式地层测试）资料，其Ⅵ砂岩组内部各小层压力系数0.6左右，地层能量亏空严重，并且各小层储层物性相似，为此将雷观1井转注，加强Ⅵ砂岩组注水，目前井组内一线油井明显见到注水效果，平均单井日增油2.2t，累增油800t。通过注采结构调整，强吸水Ⅶ砂岩组不注水，对储层物性相似Ⅱ类储层利用直井网注水开发，解决了平面上单向水窜以及纵向上因储层物性差异导致吸水不均均问题。
4 结论与建议
（1）通过对Ⅶ砂岩组水平井效果分析可知，雷219块Ⅶ砂岩组利用水平井开发是可行的；需要对雷观1块Ⅶ砂岩组水平井边底水驱影响因素进行研究，有效指导其它水平井实施；
（2）Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅱ类储层利用直井网注水开发，取得较好效果，为下步注采井网深化调整奠定基础；
（3）Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅰ类储层利用直平组合注水开发，目前尚未开展实验，下步将实施2-3个井组，并对相应注采系数及调整技术研究。
参考文献
[1] 刘桂玲.CB油田分层开发提高采收率实践与认识[J].复杂油气藏，2009，2（1）43-47
[2] 唐志春.雷11塊莲花油层分层开发可行性研究[J].中国石油和化工标准与质量，2012
[3] 魏明.层系细分方案对油藏开发效果的影响[J].中国科技信息，2008
【关键词】雷11块 分层开发 效果分析
1 概况
雷11块莲花油层处于辽河盆地西部凹陷西斜坡北端，开发主要目的层是下第三系沙河街组沙三段莲花油层Ⅴ～Ⅶ砂岩组，其中Ⅴ、Ⅵ砂岩组主要为层状纯油藏，Ⅶ砂岩组为块状底水油藏，动用含油面积2.42km2，石油地质储量385×104t，采收率39.6%，原油性质稀油，地层原油粘度13.5mPa·s 。
2 油藏开发中存在问题及解决方案
雷11块莲花油层1988年投入开发，目前开发中主要存在两方面问题，首先是平面注采井网欠完善，直井网注水开发效果差，主要原因包括两点，一是构造复杂、断层发育，区块被切割成多个条带形小断块，很难形成面积注采井网，只能实现不规则点状注采井网，注采井网欠完善；二是莲花油层37.5%油井均是杜家台上返井，上返后井网、井距不规则，注入水单向水窜严重，水窜层位为Ⅶ砂岩组。其次是纵向上储量动用不均，雷11块莲花油层纵向上发育多套油水组合，层状纯油藏、底水油藏并存，并且各油井纵向上跨度大，小层层数多，目前采取一套井网合注合采、逐层上返的开发方式，造成目前90%油井为合采井，平均单井合采层数10层，由于各套小层油藏类型、物性、压力水平差异，不能充分动用各套小层剩余油潜能，尤其是莲花油层Ⅶ砂岩组，利用直井开采，底水锥进严重，较高能量底水，对其它层位产能有抑制作用。针对上述问题，提出分层开发理念[1]，即细分开发单元，针对不同类储层制定相适宜的开发方式，Ⅶ砂岩组利用边底水驱水平井开发，降低生产压差，挖掘底水锥间带剩余油；Ⅴ、Ⅵ砂岩组内部Ⅰ类储层利用直平组合水平井开发[2]，其余Ⅱ类储层利用直井网细分注水开发。
3 分层开发实验效果分析
2012年雷11块莲花油层进入分层开发阶段，开展了Ⅶ砂岩组边底水驱水平井实验和Ⅴ、Ⅵ砂岩组Ⅱ类储层直井网注水开发实验，取得一定效果和认识，同样也面临一些问题，需要进一步研究解决。3.1 Ⅶ砂岩组水平井效果分析
2012年Ⅶ砂岩组实施2口水平井，通过生产效果来看，2口水平井均达到设计产能，但其利用底水能量状况却用很大差异，雷11-莲H703井部署在雷219断块Ⅶ1（Ⅶ砂岩组1小层），受到底水能量补充，初期日产液21t，日产油7.1t，目前日产液18.2t，日产油8.1t，日产气500方左右，产量保持稳定，与同生产层位直井雷23-11C井对比发现，2口井日产液量相似，但水平井日产油量是直井2倍左右，这说明水平井有较好稳水控油能力，能降低生产压差，动用底水锥间带无法利用直井开采剩余可采储量；另一口水平井雷11-莲H706井部署在雷观1块Ⅶ2小层，该井投产后初期日产液15.1t，日产油10.9t，功图显示为抽喷，但随着开采时间增加，产量不断下降，出气严重，并且功图显示供液不足，目前日产液、日产油分别为7.7t、6.8t，日产气2561方，脱气严重，其未能有效利用底水能量，具体原因可能是Ⅶ2与Ⅶ3之间物性夹层对底水遮挡作用，也有可能是水平井避底水距离过大等等[3]，所以下步有必要对边底水驱动特征研究，充分认识边底水驱影响因素，制定合理的水平井驱动方式完善技术，有效指导其它水平井实施。
3.2 Ⅴ、Ⅵ砂岩组直井网细分注水效果分析
按照分层开发思路，Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅱ类储层利用直井网注水开发，为进一步落实直井网开发储层目前产能及压力状况，2012年部署实施直井5口，并开展一系列注水调整工作，进一步验证直井网注水开发效果。
新部署5口直井均投产Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅱ类储层，初期日产油40.1t，目前日产油38.2t，平均单井年累产油1600t，其中雷23-10、雷24-10井部署在雷观1块，均于2012年6月16日投产，生产层位分别为为Ⅵ4、Ⅵ3，压力系数分别为1.01、1.3，雷23-10井初期转抽生产，日产液、日产油分别为17.5t、12.5t，含水29%，目前日产液、日产油分别为15.3t、8.1t，含水47%，累产油1800t；雷24-10井初期自喷生产，日产液、日产油分别为21.5t、16.3t，含水24%，目前已转抽生产，日产液、日产油分别为15.5t、11.6t，含水25%，累产油3380t；2口新井均达到设计产能，为Ⅵ3、Ⅵ4小层利用直井网注水开发奠定基础。
为验证直井网注水开发效果，对4个井组注采结构进行调整，均达到较好效果，其中雷2111井组，原注水层位为Ⅴ、Ⅶ砂岩组，水平井雷11-莲H703井投产后，按照分层开发思路，对其注水井段进行重组，填砂注灰封利用底水能量开发的Ⅶ砂岩组，对Ⅴ砂岩组实施油套分注，加强直井网注水开发储层地层能量补充，生产Ⅶ砂岩组水平井和直井在底水能量补充作用下，产量保持稳定，生产Ⅴ砂岩组油井见到注水效果，平均单井日增液3.2t，日产油1.8t，累增油500t；对于雷观1井组，根据2011年新井雷26-10RFT（电缆式地层测试）资料，其Ⅵ砂岩组内部各小层压力系数0.6左右，地层能量亏空严重，并且各小层储层物性相似，为此将雷观1井转注，加强Ⅵ砂岩组注水，目前井组内一线油井明显见到注水效果，平均单井日增油2.2t，累增油800t。通过注采结构调整，强吸水Ⅶ砂岩组不注水，对储层物性相似Ⅱ类储层利用直井网注水开发，解决了平面上单向水窜以及纵向上因储层物性差异导致吸水不均均问题。
4 结论与建议
（1）通过对Ⅶ砂岩组水平井效果分析可知，雷219块Ⅶ砂岩组利用水平井开发是可行的；需要对雷观1块Ⅶ砂岩组水平井边底水驱影响因素进行研究，有效指导其它水平井实施；
（2）Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅱ类储层利用直井网注水开发，取得较好效果，为下步注采井网深化调整奠定基础；
（3）Ⅴ、Ⅵ砂岩组内Ⅰ类储层利用直平组合注水开发，目前尚未开展实验，下步将实施2-3个井组，并对相应注采系数及调整技术研究。
参考文献
[1] 刘桂玲.CB油田分层开发提高采收率实践与认识[J].复杂油气藏，2009，2（1）43-47
[2] 唐志春.雷11塊莲花油层分层开发可行性研究[J].中国石油和化工标准与质量，2012
[3] 魏明.层系细分方案对油藏开发效果的影响[J].中国科技信息，2008