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【摘要】高1区自1990年以来，几乎处于长期停产状态，由于采油井之间油层动用差，油层压力高，近井地带油层动用好，压力低，根据油气运移理论，油井关井一段时间后，近井地带油层压力升高，地层能量得到恢复，因此采用了相关的配套技术提高区块采收率，提高原油产量。
【关键词】高1区 配套技术 开发效果
1 高1区油藏地质特征
高1区位于西部凹陷带的高升鼻状构造之上。探明含油面积5.19km2，石油地质储量206.4×104t，为构造-岩性油气藏。
储集层岩性主要为假鲕状灰岩。油藏埋深1310～1410m。原始地层压力为16.6MPa，饱和压力为14.3MPa，油层压力系数为1.14。原油黏度（50℃）为300～400mPa·s，密度（20℃）为0.9419g/cm3，胶质+沥青质含量为38%～41%，凝固点为21～25℃，含硫量为0.46%～0.49%。
2 高1区开发历程及现状
高1区自1975年投入试采，开发过程大体分4个阶段：
（1）试采阶段（1975年12月至1977年5月）。该阶段仅试采1口油井——高1井。试采期间高1井显示了较充足的地层能量，油井具有自喷能力，初期采油指数为13.8t/MPa·d。
（2）井网部署阶段（1977年6月至1978年4月）。按《高升油田基础井网布井方案》要求，开始对高1区实行420m井距基础井网。截至1978年5月，该区共完钻开发井34口。阶段累计产油4.7×104t，累计产气9.8×104m3；折算年采油速度为2.46%。
（3）注水开发阶段（1978年5月至1980年6月）。根据《高1区注水方案》，采用420m井距反九点法注采井网实施面积注水开发，全区设计注水井9口；1978年5月高1区实施全面注水开发，地层压力恢复，原油产量稳中有升。1980年5月根据高1区水驱效果不佳、地面注水设备流程不过关及注入水质不合格等实际情况，被迫全面停注。累计注水34.8×104m3。
（4）依靠油藏剩余能量开发阶段（1980年6月至2006年）。全面停注后，高1区依靠油层剩余能量开采，整个区块开发效果变差。1991年至2004年全区处于停产状态。从2005年开始对高1区部分停产井采取措施恢复生产。
截至2012年10月底，区块总井数46口，开井17口，日产液61t/d，日产油45t/d，综合含水26.2%；年产液1.5×104t，年产油1.1×104t；累计产液量43.1×104t，累计采油27.6×104t，采油速度0.81%，采出程度13.39%。注水井8口，已全部停注，累计注水34.8×104m3，累计注采比0.79，累计地下亏空15.3×104m3，主体部位地层压5.1MPa。3 高1区开发效果分析
（1）油层压力系数高，开发初期油井自喷能力较强。高1区开发初期地层能量充足，油层压力系数较高1.14，油井投产初期有7口井自喷生产，采用5～7mm油嘴生产，初期单井日产油36.1t/d。
（2）天然弹性能量低，区块开发表现为“两低三快”的特点。“两低”：油层天然弹性能量低，单位压降产量低；“三快”：地层压力下降快，油井产量递减快，油气比上升快。油层压力平均每下降1MPa只采出原油95t。平均每个月地层压力下降1.4MPa，产量平均月递减率7.2%；油层驱动由天然弹性驱动转为溶解气驱动。
（3）区块全面停注后，区块表现为“两降一多”的开发特点，油层压力、区块产量持续下降，停产井逐年增多。从1980年4月開始，油层压力、区块产量明显下降。区块年产油从1980年的2.4×104t降到1982年的1.0×104t，地层压力由13.2MPa降11.7MPa。停注后油层供液能力不断减弱，区块开发效果变差，停产井增多，到1995年开井只有2口，区块处于停产状态。
4 停产井复产的配套技术及效果分析
（1）侧钻、大修技术，恢复长停井，提高油层平面储量动用程度。2006年3月对高1-5-7井实施侧钻技术，日增油3t，累计增油550t。2006年7月对高新1-4-8井采取大修复产措施，日增油5t，累计增产原油416t。
（2）补孔技术恢复长停井，提高油井利用率。高1区油井长期停产，原射孔孔眼有可能堵塞，对长期停产井采取补孔措施，解堵的同时增加了油井的渗流面积，恢复了油井的生产。2006年4月21日，高1-3-11井采取调补孔措施，初期日产油3.9t，目前日产油3.1t，累计增产原油569t。高1区2006年共补孔恢复停产井5口，有效5口，日增油8t，累计增油1129t。
（3）酸化技术恢复长停井，改善油层开发效果。酸化技术主要是通过改造油气层，提高采油指数，从而提高单井产油量，2005年以来高1区采取酸化11井次，有效10井次，日增油6t，累计增油683t。
（4）利用油气运移理论恢复长停井，增加油井产能。高1区自1990年以来，几乎处于长期停产状态，由于采油井之间油层动用差，油层压力高，近井地带油层动用好，压力低，根据油气运移理论，油井关井一段时间后，近井地带油层压力升高，地层能量得到恢复。高1区长停井复产3井次，有效3井次，日增油3t，累计增油846t。
5 结论及建议
（1）高1区目前存在的主要问题是地层压力低，油井产液量低，区块稳产难度大，恢复注水开发势在必行。
（2）针对长停井的具体情况，采取有效措施，恢复油井产能，提高油藏储量动用程度。下步高1区将恢复停产井8口，其中补孔复产6口，大修1口，侧钻1口。
（3）加密调整井网，钻水平井8口，其中采油水平井4口，注水水平井4口，并转注。
参考文献
[1] 罗英俊，万仁溥.采油技术手册（下册）[M].北京：石油工业出版社，2005：1289-1314
[2] 袁恩熙.工程流体力学[M].北京：石油工业出版社，2008：109-121
[3] 李颖川.采油工程[M].北京：石油工业出版社，2002：15-43
作者简介
宣贺（1984-），男，助理工程师，2007年毕业于辽宁石油化工大学，现从事天然气行业工作。
【关键词】高1区 配套技术 开发效果
1 高1区油藏地质特征
高1区位于西部凹陷带的高升鼻状构造之上。探明含油面积5.19km2，石油地质储量206.4×104t，为构造-岩性油气藏。
储集层岩性主要为假鲕状灰岩。油藏埋深1310～1410m。原始地层压力为16.6MPa，饱和压力为14.3MPa，油层压力系数为1.14。原油黏度（50℃）为300～400mPa·s，密度（20℃）为0.9419g/cm3，胶质+沥青质含量为38%～41%，凝固点为21～25℃，含硫量为0.46%～0.49%。
2 高1区开发历程及现状
高1区自1975年投入试采，开发过程大体分4个阶段：
（1）试采阶段（1975年12月至1977年5月）。该阶段仅试采1口油井——高1井。试采期间高1井显示了较充足的地层能量，油井具有自喷能力，初期采油指数为13.8t/MPa·d。
（2）井网部署阶段（1977年6月至1978年4月）。按《高升油田基础井网布井方案》要求，开始对高1区实行420m井距基础井网。截至1978年5月，该区共完钻开发井34口。阶段累计产油4.7×104t，累计产气9.8×104m3；折算年采油速度为2.46%。
（3）注水开发阶段（1978年5月至1980年6月）。根据《高1区注水方案》，采用420m井距反九点法注采井网实施面积注水开发，全区设计注水井9口；1978年5月高1区实施全面注水开发，地层压力恢复，原油产量稳中有升。1980年5月根据高1区水驱效果不佳、地面注水设备流程不过关及注入水质不合格等实际情况，被迫全面停注。累计注水34.8×104m3。
（4）依靠油藏剩余能量开发阶段（1980年6月至2006年）。全面停注后，高1区依靠油层剩余能量开采，整个区块开发效果变差。1991年至2004年全区处于停产状态。从2005年开始对高1区部分停产井采取措施恢复生产。
截至2012年10月底，区块总井数46口，开井17口，日产液61t/d，日产油45t/d，综合含水26.2%；年产液1.5×104t，年产油1.1×104t；累计产液量43.1×104t，累计采油27.6×104t，采油速度0.81%，采出程度13.39%。注水井8口，已全部停注，累计注水34.8×104m3，累计注采比0.79，累计地下亏空15.3×104m3，主体部位地层压5.1MPa。3 高1区开发效果分析
（1）油层压力系数高，开发初期油井自喷能力较强。高1区开发初期地层能量充足，油层压力系数较高1.14，油井投产初期有7口井自喷生产，采用5～7mm油嘴生产，初期单井日产油36.1t/d。
（2）天然弹性能量低，区块开发表现为“两低三快”的特点。“两低”：油层天然弹性能量低，单位压降产量低；“三快”：地层压力下降快，油井产量递减快，油气比上升快。油层压力平均每下降1MPa只采出原油95t。平均每个月地层压力下降1.4MPa，产量平均月递减率7.2%；油层驱动由天然弹性驱动转为溶解气驱动。
（3）区块全面停注后，区块表现为“两降一多”的开发特点，油层压力、区块产量持续下降，停产井逐年增多。从1980年4月開始，油层压力、区块产量明显下降。区块年产油从1980年的2.4×104t降到1982年的1.0×104t，地层压力由13.2MPa降11.7MPa。停注后油层供液能力不断减弱，区块开发效果变差，停产井增多，到1995年开井只有2口，区块处于停产状态。
4 停产井复产的配套技术及效果分析
（1）侧钻、大修技术，恢复长停井，提高油层平面储量动用程度。2006年3月对高1-5-7井实施侧钻技术，日增油3t，累计增油550t。2006年7月对高新1-4-8井采取大修复产措施，日增油5t，累计增产原油416t。
（2）补孔技术恢复长停井，提高油井利用率。高1区油井长期停产，原射孔孔眼有可能堵塞，对长期停产井采取补孔措施，解堵的同时增加了油井的渗流面积，恢复了油井的生产。2006年4月21日，高1-3-11井采取调补孔措施，初期日产油3.9t，目前日产油3.1t，累计增产原油569t。高1区2006年共补孔恢复停产井5口，有效5口，日增油8t，累计增油1129t。
（3）酸化技术恢复长停井，改善油层开发效果。酸化技术主要是通过改造油气层，提高采油指数，从而提高单井产油量，2005年以来高1区采取酸化11井次，有效10井次，日增油6t，累计增油683t。
（4）利用油气运移理论恢复长停井，增加油井产能。高1区自1990年以来，几乎处于长期停产状态，由于采油井之间油层动用差，油层压力高，近井地带油层动用好，压力低，根据油气运移理论，油井关井一段时间后，近井地带油层压力升高，地层能量得到恢复。高1区长停井复产3井次，有效3井次，日增油3t，累计增油846t。
5 结论及建议
（1）高1区目前存在的主要问题是地层压力低，油井产液量低，区块稳产难度大，恢复注水开发势在必行。
（2）针对长停井的具体情况，采取有效措施，恢复油井产能，提高油藏储量动用程度。下步高1区将恢复停产井8口，其中补孔复产6口，大修1口，侧钻1口。
（3）加密调整井网，钻水平井8口，其中采油水平井4口，注水水平井4口，并转注。
参考文献
[1] 罗英俊，万仁溥.采油技术手册（下册）[M].北京：石油工业出版社，2005：1289-1314
[2] 袁恩熙.工程流体力学[M].北京：石油工业出版社，2008：109-121
[3] 李颖川.采油工程[M].北京：石油工业出版社，2002：15-43
作者简介
宣贺（1984-），男，助理工程师，2007年毕业于辽宁石油化工大学，现从事天然气行业工作。