精细管理，统筹优化，努力提高金9块开发效果

摘 要：金家油田地处山东省桓台县，区域构造位置处于东营凹陷的西南边缘斜坡带上，花沟鼻状构造的西翼，南靠鲁西隆起，北临正理庄油田。主要开发层系：沙一段、沙二段、沙三上、沙三中。整体构造形态呈南高北低的单斜，构造平缓，地层倾角5-7°。本文分析了区块油藏地质特征，开发历程以及现状，对开发形势和效果进行评价，并提出了下步工作方向。

关键词：金家油田；油藏特征；开发现状；下步工作方向

一、油藏地质特征

金家油田地处山东省桓台县，区域构造位置处于东营凹陷的西南边缘斜坡带上，花沟鼻状构造的西翼，南靠鲁西隆起，北临正理庄油田。主要开发层系：沙一段、沙二段、沙三上、沙三中。整体构造形态呈南高北低的单斜，构造平缓，地层倾角5-7°。工区内发育4条断层，其中②、③、④号断层对油水分布起控制作用。沙一、沙二、沙三上砂岩类型相似，主要为长石岩屑砂岩、岩屑砂岩，少量岩屑长石砂岩。

沙三中主要为岩屑长石砂岩。上述砂岩均表现为：岩石成分成熟度和结构成熟度低，碎屑颗粒中岩屑、长石含量高，岩屑以岩浆岩、变质岩岩屑为主。岩石疏松，分选中等偏差，磨圆度以次棱状为主，胶结物含量低。孔隙类型以原生孔为主。根据粒度分析，研究区砂岩以细砂为主。粒度中值沙二、沙三上略大，分别为0.272、0.278mm，沙一、沙三中次之。滨浅湖相沉积，储层在工区西部相对较厚。曲流河沉积，储层在工区西部、东部相对发育。储层敏感性较强。沙一段油层主要在工区西部发育，平均厚度2.1m。沙二段油层大面积分布，主要发育在工区东、西部，平均厚度2.9m。沙三上油层大面积分布，主要发育在工区中南部，平均厚度6.8m。沙三中油层主要发育在工区东南部，平均厚度10.6m。

二、开发历程以及现状

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油水井总井52口，油井47口，开井40口，采油速度0.3 %，采出程度4.7 %，日液水平144.6t，日油水平 56.5t。

三、开发形势分析及效果评价

与2015.12月相对比，日液水平升高、日油水平稳定，综合含水上升，（主要原因是开高含水井J9-4-X9 ）；动液面变浅（间开影响）。2016.6月与2015.12月对比：老井产量比较稳定，目前措施日增油1.6t。自然递减1.3%、综合递减-4.7%。

金9块边底水不活跃，属天然能量不足型。沙三上原始地层压力8.17MPa，处于高部位井采出量高，无能量补充，地层压力低；低部位井采出量低，受边水影响，地层压力变化不大。天然能量开发，动液面下降快（初期平均動液面493m，目前液面平均液面647m）。综合考虑储量、主力油层数目和物性因素，划分三套开发层系。从平面上看厚度中心纵向上叠合程度较差，分三套开发层系使用一套井网进行开发。目前金9块在老井基础上采用反七点、反九点井网注水开发，与数模结果吻合。该井网目前已转注油井5口，有9口油井待转注。金9块初期综合含水12.5%，目前62.7%，其中21口井进入高含水期，占开井数的43.8%。

从含水分布图上看，高含水井主要分布在构造低部位，主要影响因素为边水锥进。沙三中初期日液61.2t，日油40.9t，含水33.2%，目前日液72.3t，日油24.1t，含水71.2%，其中含水上升较大井2口。

2011年分别在沙三上、沙三中各选取1口井开展注水试验，注粘土稳定剂段塞预处理地层后注水。2015.12月，根据新编制的方案，选取沙三上3口油井转注，截止目前5口注水井日注182m3，月注5453m3，月注采比1.26，累注采比0.19。

为加快完善注采井网，补充地层能量，2015年底沙三上3口油井转注，对应9口生产井。目前注水油压分别为4.2MPa、3.4MPa、3.1MPa，月注水2613m3，平均日注水量87.1m3/d，月注采比2.5，累注13318m3。

四、下步主要工作方向

1、分层加密井网，提高储量控制程度

油井：8口，其中：老井：6口；新钻：2口；水井：3口；其中：老井：1口；转注：2口、

2、加快油井转注，补充地层能量

待转注井9口，依据地面工程完成时间加快转注，补充地层能量。

3、加快层系归位，提高注采对应率

共对38口油水井144个层进行层系归位，层注采对应率88%，砂厚注采对应率91%，与目前相比提高近50%。

4、结合“三线四区”，进一步完善井组间开制度

金9-4-斜8井组开始实施间开，开1口低产低效井，产量基本稳定，日节省电量600KW·h。下一步将继续优化间开制度，对其它井组进行间开。

5、结合“四化”平台，落实单井基础资料

金9块采用水利射流泵投产，单井基础资料落实不准确。下一步结合“四化”建设，利用流量仪落实单井资料。