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[摘 要]河50断块沙一沙二段油藏属于稀油、高渗、低饱和、常压的屋脊式构造油藏。断块经过2009年的层系细分、井网重组重建后，开发效果明显改善。但随着开发进入中后期，区块仍存在着能量保持水平低，平面、层间动用不均衡等注采关系不协调的问题。针对这些问题，2014年以来，河50断块管理人员继续深化实施单元目标化管理，秉持“水井先行、以网控油”的理念加大油藏分析，树立“一口水井辐射一片油井”的理念，优化配产配注。通过深化实施单元目标化管理，河50断块日产油水平由2013年底的94.0t/d上升到102t/d，自然递减也由16.9%下降到10.9%，有效地夯实了区块稳产基础，控制了油藏递减。
[关键词]单元目标化管理；剩余油；均衡驱替；细分注水；配产配注
中图分类号：TP311.52 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0175-01
1、基本概况
河50断块区位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部。其中沙一沙二段油藏，构造相对简单，为东西和南北两条断层所夹持的继承式反向屋脊式断块，油藏类型属于稀油、高渗、低饱和、常压的屋脊式构造油藏。河50沙一沙二，含油面积1.4km2，地质储量554×104t，标定采收率48.7%。
河50断块经过2009年的层系细分、井网重组重建后，开发效果明显改善。但随着开发进入中后期，区块仍存在着能量保持水平低，平面、层间动用不均衡等注采关系不协调的问题。针对这些问题，2014年以来，河50断块管理人员不断调整工作思路，继续深化实施单元目标化管理，秉持“水井先行、以网控油”的理念加大油藏分析，精細日常管理，树立“一口水井辐射一片油井”的理念，优化配产配注。通过深化实施单元目标化管理，河50断块在没有“新井力量”的帮助下，日产油水平由2013年底的94.0t/d上升到102t/d，自然递减也由16.9%下降到10.9%，有效地夯实了区块稳产基础，控制了油藏递减。
2、单元目标化管理主要做法及效果
2.1精细分析，层系内挖潜效果显著
① 超前注水与均衡流线相结合，“围剿”剩余油
河50-斜29井为河50断块沙二5-6层系一口低效电泵井，日油仅1.1t，含水高达98.1%，经测井分析该井钻遇沙二6（4）小层为4.9m油水同层，剩余油较富集。但邻井单采该层时，动液面在1500m左右，供液不足，地层能量较差。技术人员及时调整思路，实施超前注水，油水联动。将对应水井河50-更斜6于2014年6月补孔6（4）小层细分注水，实现多向水驱，均衡驱替，保障措施层充足的地层能量。注水半年多后，实施补孔措施，实施后日液123t，日油6.7t，含水94.6%，动液面保持在650m左右。随后对2个水驱方向进行分析，河50-更斜6注采井距380m，且位于油水边界外，配注30m3/d，为弱势流线方向；河51-斜13注采井距250m，配注50 m3/d，为强势流线方向，水线推进快，压力场分布不均衡。通过弱势流线河50-更斜6方向上调水量（增注配注由30 m3/d上调到85 m3/d），推流线；强势流线河51-斜13方向下调水量（由50 m3/d下调到30 m3/d），减缓水线推进，实现强弱流线转换，重新调整了地下压力场分布状况，再次实现井组产量稳中有升，累增油1050t。
② 精细剩余油分析，补网及时，“网住”剩余油
精细剩余油分析，扶停油井完善注采井网。河50-斜14井于2013年11月高含水停，停前生产沙一1。首先层系归位，在沙二1-4层系，该区注采井网不完善，储量失控；从构造位置分析，该井处于微构造高点；从生产情况分析，该井生产沙二21、、22层时末期3.5t，含水98.0%；从注采井网分析，对应2口水井侧向水驱，注采井网较完善，均衡驱替，地层能量也较充足；综合以上分析该井沙二2-5层剩余油较富集，具备扶停潜力。2014年3月扶停开，日油5.4t/d，累增油1042t。
③ 老层新化，“盘活”近废弃层剩余油
技术人员利用深层系新井、饱和度测井、数值模拟等方法对停采3年以上近废层剩余油进行精细分析，通过分析发现构造高部位河50-斜39井区剩余油较富集。原因是在关井过程中，少抽的液量，相当于增加地下存水量，让其参与有效水驱，有效促进油藏、井内、层内剩余油重新运移，而此处又处于无井控制区。在剩余油清楚的前提下，结合层系井网需求，2014年11月，河50-斜39井实施补孔改层回采近废弃层措施，放大压差生产，开井后日液94.8t/d，日油11.4t/d，含水88.0%。
2.2加强欠注井、层酸化，推流线，实现井组再次见效
针对不同层系物性及原油性质特点采取适应性增注工艺。针对后期污染井，深入推广应用成熟的两类酸液体系；针对前期酸化效果不理想的井，通过配方酸量调整，创新应用双泵车提排量挤注工艺和过顶替工艺；增注4井次，有效率达到75.0%，增加有效注水3.8×104m3/d。如河50-斜更91井组2水3油，注采井网相对完善，注水见效较明显，当沙二85-92层段吸水逐渐变差时，对欠注层酸化增注推流线，实现该井组再次见效。
2.3推广应用一体化测调细分注水，实现II类层有效注水
针对纵向水驱不均衡的问题，配套一体化测调新技术及分层增注工艺，两层以上分注井全部配套一体化测调技术，突破了常规测调成功率低的技术瓶颈，实施5井次，调配注水层10层。调配成功率85.0%。如河斜更53井组根据测试情况，由笼统注水细分为三级注水，加强II类层（沙二85层）注水后，对应2口油井见效，井组日液由35.4t/d上升到45.6t/d，日油由3.5t/d上升到4.7t/d，含水由90.1%下降到89.1%，动液面由1249m上升到1093m。
2.4不断提升基层注采管理水平，优化配产配注，协调注采
在井网完善的基础上，不断提升基层注采管理工作，根据井组注采主要矛盾，通过优化油井产液量和水井注水量，调整地下注采流场，弱化强势水线，强化弱势水线，促进均衡水驱，进一步扩大水驱波及体积、达到减缓井组递减的目的。根据油水井生产指标，以及在线功图、工况分析，优化配产配注37井次，日增油7.6t/d。
3、认识和体会
3.1优化配产配注，通过油油联动、油水联动、水水联动，适时更新注采压差，建立相适应的新的注采系统，能够有效促进区块均衡开发，及时管控油藏递减；
3.2通过对河50断块深化实施单元目标化管理，实现了该断块的经济高效开发，为进一步提高断块油藏开发效果提供了宝贵经验和实施依据。
参考文献
[1] 王伟刚，聂峰锦，宋庆海，孙柏东，汤勇.胜佗油田佗142断块自然递减控制方法探讨与实践.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008
[2] 姜莉莉，王志.大庆萨葡油层特高含水期水淹特征及潜力分析. 油气田地面工程，2007
[关键词]单元目标化管理；剩余油；均衡驱替；细分注水；配产配注
中图分类号：TP311.52 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0175-01
1、基本概况
河50断块区位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部。其中沙一沙二段油藏，构造相对简单，为东西和南北两条断层所夹持的继承式反向屋脊式断块，油藏类型属于稀油、高渗、低饱和、常压的屋脊式构造油藏。河50沙一沙二，含油面积1.4km2，地质储量554×104t，标定采收率48.7%。
河50断块经过2009年的层系细分、井网重组重建后，开发效果明显改善。但随着开发进入中后期，区块仍存在着能量保持水平低，平面、层间动用不均衡等注采关系不协调的问题。针对这些问题，2014年以来，河50断块管理人员不断调整工作思路，继续深化实施单元目标化管理，秉持“水井先行、以网控油”的理念加大油藏分析，精細日常管理，树立“一口水井辐射一片油井”的理念，优化配产配注。通过深化实施单元目标化管理，河50断块在没有“新井力量”的帮助下，日产油水平由2013年底的94.0t/d上升到102t/d，自然递减也由16.9%下降到10.9%，有效地夯实了区块稳产基础，控制了油藏递减。
2、单元目标化管理主要做法及效果
2.1精细分析，层系内挖潜效果显著
① 超前注水与均衡流线相结合，“围剿”剩余油
河50-斜29井为河50断块沙二5-6层系一口低效电泵井，日油仅1.1t，含水高达98.1%，经测井分析该井钻遇沙二6（4）小层为4.9m油水同层，剩余油较富集。但邻井单采该层时，动液面在1500m左右，供液不足，地层能量较差。技术人员及时调整思路，实施超前注水，油水联动。将对应水井河50-更斜6于2014年6月补孔6（4）小层细分注水，实现多向水驱，均衡驱替，保障措施层充足的地层能量。注水半年多后，实施补孔措施，实施后日液123t，日油6.7t，含水94.6%，动液面保持在650m左右。随后对2个水驱方向进行分析，河50-更斜6注采井距380m，且位于油水边界外，配注30m3/d，为弱势流线方向；河51-斜13注采井距250m，配注50 m3/d，为强势流线方向，水线推进快，压力场分布不均衡。通过弱势流线河50-更斜6方向上调水量（增注配注由30 m3/d上调到85 m3/d），推流线；强势流线河51-斜13方向下调水量（由50 m3/d下调到30 m3/d），减缓水线推进，实现强弱流线转换，重新调整了地下压力场分布状况，再次实现井组产量稳中有升，累增油1050t。
② 精细剩余油分析，补网及时，“网住”剩余油
精细剩余油分析，扶停油井完善注采井网。河50-斜14井于2013年11月高含水停，停前生产沙一1。首先层系归位，在沙二1-4层系，该区注采井网不完善，储量失控；从构造位置分析，该井处于微构造高点；从生产情况分析，该井生产沙二21、、22层时末期3.5t，含水98.0%；从注采井网分析，对应2口水井侧向水驱，注采井网较完善，均衡驱替，地层能量也较充足；综合以上分析该井沙二2-5层剩余油较富集，具备扶停潜力。2014年3月扶停开，日油5.4t/d，累增油1042t。
③ 老层新化，“盘活”近废弃层剩余油
技术人员利用深层系新井、饱和度测井、数值模拟等方法对停采3年以上近废层剩余油进行精细分析，通过分析发现构造高部位河50-斜39井区剩余油较富集。原因是在关井过程中，少抽的液量，相当于增加地下存水量，让其参与有效水驱，有效促进油藏、井内、层内剩余油重新运移，而此处又处于无井控制区。在剩余油清楚的前提下，结合层系井网需求，2014年11月，河50-斜39井实施补孔改层回采近废弃层措施，放大压差生产，开井后日液94.8t/d，日油11.4t/d，含水88.0%。
2.2加强欠注井、层酸化，推流线，实现井组再次见效
针对不同层系物性及原油性质特点采取适应性增注工艺。针对后期污染井，深入推广应用成熟的两类酸液体系；针对前期酸化效果不理想的井，通过配方酸量调整，创新应用双泵车提排量挤注工艺和过顶替工艺；增注4井次，有效率达到75.0%，增加有效注水3.8×104m3/d。如河50-斜更91井组2水3油，注采井网相对完善，注水见效较明显，当沙二85-92层段吸水逐渐变差时，对欠注层酸化增注推流线，实现该井组再次见效。
2.3推广应用一体化测调细分注水，实现II类层有效注水
针对纵向水驱不均衡的问题，配套一体化测调新技术及分层增注工艺，两层以上分注井全部配套一体化测调技术，突破了常规测调成功率低的技术瓶颈，实施5井次，调配注水层10层。调配成功率85.0%。如河斜更53井组根据测试情况，由笼统注水细分为三级注水，加强II类层（沙二85层）注水后，对应2口油井见效，井组日液由35.4t/d上升到45.6t/d，日油由3.5t/d上升到4.7t/d，含水由90.1%下降到89.1%，动液面由1249m上升到1093m。
2.4不断提升基层注采管理水平，优化配产配注，协调注采
在井网完善的基础上，不断提升基层注采管理工作，根据井组注采主要矛盾，通过优化油井产液量和水井注水量，调整地下注采流场，弱化强势水线，强化弱势水线，促进均衡水驱，进一步扩大水驱波及体积、达到减缓井组递减的目的。根据油水井生产指标，以及在线功图、工况分析，优化配产配注37井次，日增油7.6t/d。
3、认识和体会
3.1优化配产配注，通过油油联动、油水联动、水水联动，适时更新注采压差，建立相适应的新的注采系统，能够有效促进区块均衡开发，及时管控油藏递减；
3.2通过对河50断块深化实施单元目标化管理，实现了该断块的经济高效开发，为进一步提高断块油藏开发效果提供了宝贵经验和实施依据。
参考文献
[1] 王伟刚，聂峰锦，宋庆海，孙柏东，汤勇.胜佗油田佗142断块自然递减控制方法探讨与实践.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008
[2] 姜莉莉，王志.大庆萨葡油层特高含水期水淹特征及潜力分析. 油气田地面工程，2007