马 利 梅 蓉 张 娟 马东博
（中国石油大港油田分公司第四采油厂（滩海开发公司），天津300280）
1 板深1501 井组基本情况
板深1501 井组位于板桥油田板北地区，板桥构造与长芦构造结合部，板深37 断块东侧，板852 开发单元北侧，夹持于长芦1 号断层和长芦2 号断层之间。上覆地层为平原组、明化镇组、馆陶组、东营组，沙河街组。2015 年部署的预探井板深1501 在滨Ⅰ油组获工业油气流，从而发现了板深1501 区块，上报探明石油地质储量35.93×104t，从该区目前钻遇油层情况看，板深1501 区块含油层组主要是滨Ⅰ油组，油藏埋深3690-3880m，为岩性构造油藏。
2 开发状况
板深1501 井组目前3 油2 水，3 口油井关井恢复，累计产油1.63 万吨，累产气712.6 万方，水9682 方。剩余可采储量13.63 万吨。水井开井1 口，日注水41 方，累计注水3.2276 万方，累计亏空0.8376 万方。
板深1501 井于2015 年5 月射孔滨Ⅰ下，初期5mm 油嘴自喷生产，日产油18.6t，日产气1.69×104m3，日产水0.74m3；2016年1 月：6mm 油嘴，日产油3.37t，日产气2760m3，含水78%，油压1MPa，套压10.6MPa，之后间开生产。阶段累产油1634t，累产气160×104m3，累产水1329m3。2016 年3 月射开滨Ⅰ上第二小层与老层合采，初期6mm 油嘴自喷生产，日产油19.42t，日产气0.4×104m3，日产水4.88m3；2017 年4 月下泵转抽，6.0/2.0 次，日产油1.26t，日产气205m3，日产水15.7m3，动液面2268m。单井累产油3789t，累产气193.419×104m3，累产水6493m3。
目前该断块有油井3口，板深1501-10 井投产时间2019.6.22 日，试采层位滨Ⅰ下+ 滨I 上，井段3874.6-4058.8m，22.3m/10层，层号70、71、72、74、75、76、92、95、96、98。 初 期5mm 油嘴，日产油24.36吨，气1.2 万方，含水12%，气油比468 方/ 吨，油压13.27MPa， 套 压 16MPa。2020.11：7.5mm 油嘴，日产油4.07 吨，气5555 方，含水4.7%，气油比1365 方/吨，油压0.75MPa，套压4.29MPa。累产：油5756 吨，气400 万方，水724 方。
板深1501-11 井试油测静压40.04MPa，压力系数1.07，投产 时 间 2019.6.22， 试 采 层 位 滨 Ⅰ 下 ， 井 段4241.7-4272.9m，20.8m/3 层， 层 号 141、142、143。 初 期38*2601.47m，6/1.5，日产油3 吨，气581 方，含水34.97%，气油比194 方/吨，油压0.42MPa，套压3.5MPa。2020.1 压裂完，5mm油嘴，日产油30.36 吨，气6355 方，含水18.75%。2020.11 月5mm 油嘴，日产油10.34 吨，气630 方，含水6.59%，气油比61方/吨，油压2.63MPa，套压4.06MPa。累产油6556 吨，气100 万方，水1701 方。
板106X1 井射孔井段滨I 上2 的175、滨I 中的179、滨I 下191、193 号层，井段3844-3965.9m，11.3m/4 层。3.29-4.1 测压力恢复40.58MPa，压力系数1.09。
试采产量：2020.4.8 闸控，日产油23.51 吨，日产气2867 方，含水9%。油压4.2MPa，套压13.1MPa。2020.12.10，44 泵X2200.14m，6/1.5，日产液0.51 方，日产油0.14 吨，含水72.5%，动液面2327.8m，阶段累计产油821t，产气4413m3，产水232m3。
注水井2 口，板深15011 井，2020 年1 月8 日-17 日累计注水量2.5 万方。
图1 板深1501 井组生产曲线图
板深1501-9 井2020.5.6 射开滨I 上的77 号层和滨I 下的93、95、99 号层，井段3820.55-3999.95m，13.3m/4层。5.7-5.10 测压力恢复，38.57MPa，压力系数1.05。2020.5.17 下泵试采，日产液量10 方，100%含水。累产液136.84 方，累产油9.72 吨。2020 年8 月卡77 号层，转注，日配注100 方，累计注水6851 方（图1 所示）。
板深1501 井组试油试采开采特征如下：
（1）滨Ⅰ油组具备自喷能力，自然产能高，日产能力初期13t/d。
（2）自喷期较长，板深1501 井自喷期670 天。
（3）衰竭式开发，地层能量不足，压力下降快，需注水补充能量，单位压降采出量191t/MPa。
3 储量及井组亏空计算
3.1 滨Ⅰ下砂层组
板深1501 断块为岩性构造油藏，面积内1 口井控制，板深1501 试油获得工业油流。东侧为断层遮挡，南侧为岩性边界，低部位板深68-1 井试油为含油水层，油水界面为板深1501 井油顶向外推30m 油柱高度，沿-3860m 构造等深线圈定含油面积1.08km2。有效厚度采用等值线面积权衡为8.4m。单储系数3.96，探明石油地质储量35.93 万吨，探明溶解气地质储量1.14 亿方。
3.2 滨Ⅰ上砂层组
板深1501 断块为岩性构造油藏，面积内1 口井控制，板深1501 试油获得工业油流。东侧为断层遮挡，南侧为岩性边界，含油面积取岩性圈闭面积1/3 为0.63km2，有效厚度根据储层预测结果为10m，单储系数3.96，估算石油地质储量25×104t，溶解气地质储量0.79×108m3。
综上所述，板深1501 区块滨Ⅰ油组划分为2 个储量计算单元，共计算石油地质储量60.93×104t（表1）。
表1 板深1501 区块石油地质储量数据表
图2 板深1501 区块方案部署图
板深1501 井组2 注2 采，双向受益，油水井距290-300 米。地层亏空小，预计见效快。井区5 口井累计产油1.63 万吨，产水0.9682 万方，产气712.6 万方，地下亏空0.8376 万方；目前井组压力25.69MPa，压力系数0.7。
4 增能吞吐采油方案设计部署
4.1 选井原则
（1）实施层段具有足够的剩余可采储量和地层能量。剩余可采储量是增产的物质基础，而地层能量有利于延长增油见产的有效期。原则上增能吞吐井应选择地层具有足够能量(一般应达到原始地层压力的80%以上) 或经注采方案调整后地层能量有回升趋势的井层，一般新区和低动用区做为首选；
（2）井组选择一般选取因储层为高压低渗造成注水困难的的井组做为增能吞吐的重点，选择的井组的目的层发育稳定，具有一定的厚度（建议不少于5 米）；
（3）选取的井组内油井要确保生产初期具有过较高的产能或者生产相同层位（与目标井具有相近的物性参数）的邻井具有较高的产量；
（4）油井处于中低含水期。高含水井实施增能吞吐后存在含水上升速度过快的问题。含水上升将导致油井最终采收率降低，甚至因水淹而使油井提前报废；
（5）油井在生产过程中，由于作业或洗井等外来因素造成油层污染，导致井筒附近油层渗透率下降，引起油井产量下降明显的井组。即可选取表皮因子较高、油层伤害重的井进行增能措施；
（6）实施井层段管外无串槽，固井质量好且井身结构满足施工的安全要求。
4.2 方案设计
针对板深1501 井组的增能吞吐方案部署总井数8 口，新钻井6 口，利用探井1 口（板深1501），评价井1 口（板106X1）；单井平均井深4000m，总进尺2.4 万米；油井5 口，水井3 口；平均单井产量15t/d，总日产75t/d，建成原油能力2.25 万吨。
目前已完钻3 口（板深1501-10、板深1501-11、板深1501-9）进尺1.245 万米。待钻3 口（2 油1 水），如图2 所示。
2021 年针对板深1501 断块油藏的措施方案是：油井措施3口，板深1501-10 井压裂、板106X1 井压裂，板深1501-11 井下泵；水井措施2 口，板深1501 井增能注水，板深1501-9 井地面增注。
4.3 效果预测
通过板深1501 井组增能吞吐方案设计并具体实施工作量是因滨一上油组为气藏，卡78、82 号层；对93、96、97 号层实施增能注水，预测注水量2.5 万方，做好受益井压力监测，根据压力情况，及时优化注水量，预测将实现纯增油量800t，控制减增油量1000t。
