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摘要：定边油田樊学南区域长8致密油藏渗透率低、孔隙度小，早期主要依靠自然能量开发，地层能量补充不及时，导致自然递减率高，采收率低。本文针对这些问题，结合实际情况，深入开展开发效果评价，分析出当前开发存在的主要问题，主要从井网调整方面制定出相应对策，起到缓解当前开发矛盾加剧，降低自然递减率，提高采收率的目的。
关键词：长8致密油、采收率、存水率、调层统层
1 概况
1.1开发现状
长8油藏动用地质储量1126.31×104t，截止2020年12月，油井开井30口，日产液47.9 m3，日产油30.0t，平均单井日产油1.0t，综合含水25.8%，采油速度0.07%，采出程度为0.4%;注水井开井25口（与其它层合注采井9口），日注水量110m3，平均单井日注水量4m3，月注采比1.86，累计注采比3.0（表1）。
1.2开发井网
长8油藏主要发育两套长81-1和长82-1两套砂体。主要生产层位也是该两套油藏，注采井网基本采用反九点法注采井网，注水方式以同步注水为主[1]。
1.3产能特征
在2014年开始进行规模开发，近几年通过油藏的开发保持在较高水平。产能在第4个月后开始递减减小，并逐步稳定，前4个月递减为43%，第9個月为13.8%，产能递减幅度较小。
2 开发效果评价
2.1 地层压力
长8油藏注水区域基本处于有注无采，2016年根据注采比情况对部分井组进行降低配注，阶段注采比下降至目前的1.86，
2.2水驱控制及动用程度
目前注采井组平面上存在注水控制未动用区、注采控制区、未注水区域，造成水驱控制程度较低，只有66.3%，水驱控制较低主要原因是长81-1部分井现为天然能量开发，需进一步完善注采井网。从所测吸水剖面上看，整体吸水状况较好。
2.3存水率和水驱指数变化规律分析
从水驱指数、存水率变化情况来看，随着注水的深入，存水率明显明升，达到0.9，水驱指数呈现上升趋势。2016年以后水驱指数有所下降，主要是部分转层井为天然能量开发。综合多种方法最终预测采收率为16.4%（表2）。
2.4 潜力分析
（1）油藏条件好，采出程度低，剩余储量大
在注采井网不完善，注采尚不平衡的情况下，油田生产状况依然良好，平均单井日产油1.0t，综合含水25.8%，2018年总产油量0.86万吨 ，累计产油 4.87万吨，采出程度较低，具有较大的注水开发潜力。如定4900-6、定4798A-1天然能量开发，一直保持在2吨左右。
（2）平面注采完善及层间注采调整的潜力大
目前水驱控制程度较低，只有66.3%，主力层长81-1水驱控制程度只有41.5%，目前已在局部开展超前注水工作，待地层能量恢复一定程度后生产，实现产能提升。对未注水潜力区建立注采井网，建立压力驱替系统，实现注水开发[2]。
2.5 当前开发存在主要问题
（1）水驱储量控制及动用程度较低。已注水开发区存在有注无采、层间不对应情况，未有效动用储量;天然能量开发区未有效进行水驱开发。
（2）层间动用不均。长8油藏主力小层为长81-1，目前开采区域主要为天然能量开发区。
（3）存在部分低产停井，压力测试资料少，压力恢复变化认识仍然存在不足。
3 注水开发调整对策
长8油藏主要发育两套长81-1小层和长82-1小层两套砂体。在注水调整过程中以长81-1小层为主，在砂体叠合区域较好的区域兼顾其它小层，采取水井分注、油井合采方式，实现层间有效动用，提高储量动用程度。
（1）平面注采完善：在目前开发区域的基础上，共安排转注井7口，全面实现对目前井网的水驱控制。
（2）注水井调层统层：在层间精细对比认识的基础上，利用现有注水井点，强化层间潜力接替，恢复地层能量。共规划水井统层调层13口，其中封延安组4口，封长4+5层2口，与长4+5分注井2口，其余均为长8油藏层系内补孔完善。
（3）油井统层调层
长8油藏当前井网主要在北西一线展布，而长4+5、延9油藏在纵向为储层发育较差的砂体边部及构造低部位区域，主力生域叠合较少，可利用其它层位的停产井进行统层调层。在平面注采、层间注采层位完善的基础上，开展超前注水工作，利用其它层系长停井及低产低效井进行层间统层调层，实现低渗透油藏的合理井网[3]，提高注采对应率，实现层间潜力的接替，提高储量动用程度。
参考文献：
[1]李英明.精细地质研究在低渗透油田动态开发中的应用[J].中国石油和化工标准与质量，2012，04：194.
[2]尚宝兵，廖新维，卢宁，王欢，窦祥骥，何逸凡，陈宝喆. CO_2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例[J]. 油气地质与采收率，2014（03）：70-72+77+115-116.
[3]王金路，万军，刘媛媛，郭浩.低渗透油田开发的合理井网[J].中国石油和化工标准与质量，2013，（23）：183.
关键词：长8致密油、采收率、存水率、调层统层
1 概况
1.1开发现状
长8油藏动用地质储量1126.31×104t，截止2020年12月，油井开井30口，日产液47.9 m3，日产油30.0t，平均单井日产油1.0t，综合含水25.8%，采油速度0.07%，采出程度为0.4%;注水井开井25口（与其它层合注采井9口），日注水量110m3，平均单井日注水量4m3，月注采比1.86，累计注采比3.0（表1）。
1.2开发井网
长8油藏主要发育两套长81-1和长82-1两套砂体。主要生产层位也是该两套油藏，注采井网基本采用反九点法注采井网，注水方式以同步注水为主[1]。
1.3产能特征
在2014年开始进行规模开发，近几年通过油藏的开发保持在较高水平。产能在第4个月后开始递减减小，并逐步稳定，前4个月递减为43%，第9個月为13.8%，产能递减幅度较小。
2 开发效果评价
2.1 地层压力
长8油藏注水区域基本处于有注无采，2016年根据注采比情况对部分井组进行降低配注，阶段注采比下降至目前的1.86，
2.2水驱控制及动用程度
目前注采井组平面上存在注水控制未动用区、注采控制区、未注水区域，造成水驱控制程度较低，只有66.3%，水驱控制较低主要原因是长81-1部分井现为天然能量开发，需进一步完善注采井网。从所测吸水剖面上看，整体吸水状况较好。
2.3存水率和水驱指数变化规律分析
从水驱指数、存水率变化情况来看，随着注水的深入，存水率明显明升，达到0.9，水驱指数呈现上升趋势。2016年以后水驱指数有所下降，主要是部分转层井为天然能量开发。综合多种方法最终预测采收率为16.4%（表2）。
2.4 潜力分析
（1）油藏条件好，采出程度低，剩余储量大
在注采井网不完善，注采尚不平衡的情况下，油田生产状况依然良好，平均单井日产油1.0t，综合含水25.8%，2018年总产油量0.86万吨 ，累计产油 4.87万吨，采出程度较低，具有较大的注水开发潜力。如定4900-6、定4798A-1天然能量开发，一直保持在2吨左右。
（2）平面注采完善及层间注采调整的潜力大
目前水驱控制程度较低，只有66.3%，主力层长81-1水驱控制程度只有41.5%，目前已在局部开展超前注水工作，待地层能量恢复一定程度后生产，实现产能提升。对未注水潜力区建立注采井网，建立压力驱替系统，实现注水开发[2]。
2.5 当前开发存在主要问题
（1）水驱储量控制及动用程度较低。已注水开发区存在有注无采、层间不对应情况，未有效动用储量;天然能量开发区未有效进行水驱开发。
（2）层间动用不均。长8油藏主力小层为长81-1，目前开采区域主要为天然能量开发区。
（3）存在部分低产停井，压力测试资料少，压力恢复变化认识仍然存在不足。
3 注水开发调整对策
长8油藏主要发育两套长81-1小层和长82-1小层两套砂体。在注水调整过程中以长81-1小层为主，在砂体叠合区域较好的区域兼顾其它小层，采取水井分注、油井合采方式，实现层间有效动用，提高储量动用程度。
（1）平面注采完善：在目前开发区域的基础上，共安排转注井7口，全面实现对目前井网的水驱控制。
（2）注水井调层统层：在层间精细对比认识的基础上，利用现有注水井点，强化层间潜力接替，恢复地层能量。共规划水井统层调层13口，其中封延安组4口，封长4+5层2口，与长4+5分注井2口，其余均为长8油藏层系内补孔完善。
（3）油井统层调层
长8油藏当前井网主要在北西一线展布，而长4+5、延9油藏在纵向为储层发育较差的砂体边部及构造低部位区域，主力生域叠合较少，可利用其它层位的停产井进行统层调层。在平面注采、层间注采层位完善的基础上，开展超前注水工作，利用其它层系长停井及低产低效井进行层间统层调层，实现低渗透油藏的合理井网[3]，提高注采对应率，实现层间潜力的接替，提高储量动用程度。
参考文献：
[1]李英明.精细地质研究在低渗透油田动态开发中的应用[J].中国石油和化工标准与质量，2012，04：194.
[2]尚宝兵，廖新维，卢宁，王欢，窦祥骥，何逸凡，陈宝喆. CO_2驱水气交替注采参数优化——以安塞油田王窑区块长6油藏为例[J]. 油气地质与采收率，2014（03）：70-72+77+115-116.
[3]王金路，万军，刘媛媛，郭浩.低渗透油田开发的合理井网[J].中国石油和化工标准与质量，2013，（23）：183.