编-：作者以孤东油田周边、深层26个复杂小型油藏为例，对其产能建设模式进行了研究。孤东油田针对这类小油藏储层变化快、储量规模小、品位差的不利情况，采取前期研究、效益优先、整体部署、分步实施、跟踪分析、及时调整、逐步完善的模式，用少量的井实现既能探明储量，又形成了较好的开发井网。小型油藏的产能建设是近年来开发中遇到较多的一个难题，一方面随着储量资源接替越来越难，小型油藏必须开发，另一方面，由于该类油藏储层变化快，储量规模小，勘探、开发风险很大，开发、投资效益没有保障。针对这种情况，作者以孤东油区“九五”以来进行产能建设的26个油藏为研究对象，总结归纳出小型油藏产能建设的一般模式。
孤东油田属常规稠油、整装构造油田，储量探明程度已达90％，92.3％已探明储量得到动用，自1986年全面投入开发以来一直保持高速开发，累积产油6358×104t，可采储量采出84.5％，综合含水93.9％，资源接替严重不足。近年来，孤东油田一方面深入开展以三次采油为主的提高采收率工作，另一方面在老区周边、深层实施积极的滚动勘探，如孤深2井完钻井深4560m,陆续找到一批小油藏。这类小型油藏产能建设规模虽小，但积少成多，已在其中26个油藏建成51.5×104t/a产能。实现累积产油188.1×104t，方案符合率95％，产能建设达标率92％，多数小油藏能够连续稳产三年以上，而且目前日产油1078t，占孤东油区产量的14.6％，“九五”以来新区产能建设已经-成为名副其实的产能接替阵地。
1油藏特点
孤东油区周边新找到的小油藏总体呈储层变化快、储量规模小储量规模小、品位差的特点。孤东油区以整装构造油田为主[1]，储量一次探明程度高，在勘探范围较小及动用程度很高情况下，10年来应用新技术，发展新理论，深化滚动勘探开发, 加强区带综合评价,寻找有利断块,加大三维地震资料目标处理力度，高精度三维地震、储层横向预测等新技术，通过老井复查、上层系更新井加深兼探深层等方法，新增探明含油面积16.9km2，探明地质储量2886×104t，探明地质储量增加10.7％，平均每年增加1.1％。找储量的难度越来越大，新增储量中稠油、薄层、深层、低渗透等Ⅲ类储量占72.0％。因而，这类油藏产能规模比较小，平均2.0×104t/a。小型油藏产能建设需要解决的主要难题是避免空井、减少低效井，用较少的钻井工作量，形成合理的井网，实现较好的开发效益。
2前期研究
在目前国际国内大环境以及自身条件制约下，孤东油区的产量运行压力一直很大，找到的新油藏中有85％在发现当年即完成产能建设。而这种时间紧、任务重、资料少的情况，无疑加大了产能建设的风险，况且小油藏储层变化快，预测难度大，出现空井、低效井的可能性很大。为此，孤东油区采取了五项保障措施：
一是以外D-为主，100％录取三维地震并开展测井约束地震资料反演，描述储层。如垦东405油砂体经-反演描述落实，砂体呈北北东走向，分布面积6Km2左右，砂体顶面构造图上砂体向北变低，砂体厚度4～10m。在此基础上，绘制主力层微构造图，联井剖面图，进而绘制砂厚、效厚等值图。
二是开发人员早期介入，加强勘探开发一体化研究，优选有利目标区。勘探开发一体化是国际石油公司普遍采用的惯用方式，实行勘探开发一体化，可以有效地降低资源的发现成本，缩短从油田发现到建成生产能力的周期，减少资源的闲置及投资沉淀。能够较好实现勘探与开发的有机结合，提交优质的探明储量，提高储量的动用率，有效控制未动用储量逐年较大幅度上升的趋势，提高勘探开发的整体效益。重点是从最新勘探成果中筛选出有经-济和开发价值的目标区，求取油藏参数、落实单井产能，提出开发设想。
三是钻打开发准备井，从新老井比例看，26个产能块总井191口，其中探井及开发准备井44口，占23％。
四是100％应用数值模拟及其它油藏工程方法优化产能方案设计。如垦东12块针对明化镇、馆陶组两套开发层系开展了布井方式、井网密度、合理注采井距、注水时机、经-济效益等因素先后模拟研究了27个方案。其过程相当于若干次开发实验，减少了油田开发盲目性，提高了科学决策水平。针对部分资料缺失的情况，允许参考同类型油藏数据，事实上，借鉴同类型油藏开发经-验是必不可少的。
五是认真编制地质、油藏工程、钻采工程、地面工程以及经-济评估方案，实行采油厂—有限公司-中石化三级审批制度，并印刷正式报告，确保方案质量。在报告名称上由原-来的某新区产能建设方案改为产能建设可行性报告，体现出求真务实的科学态度。同时坚持效益优先原-则，凡是经-济评估通不过的，一律不能列入产能建设计划。
3滚动实施
尽管新区产能建设方案经-过层层把关审批，具体实施过程中还是会暴露出许多新问题，如孤东281块单井钻遇油层7.9m,由于渗透率极低，仅1.96×10-3μm2，自然产能只有1.6t。为此，采取整体部署、分步实施、跟踪分析、及时调整、逐步完善的滚动开发程序。成熟一块，建设一块，力争用少量的井既能探明储量，又能形成较好的开发井网。如孤东二区西、垦东53等区块都是在产能建设过程中取得新发现，进而编制实施扩边方案，孤东65-13块馆下根据新资料落实储层情况，将7口直井方案优化调整为5口直井+1口水平井，在以油水同层为主的馆下段，成功钻打了孤东65-平1井，钻遇油层227.8m,投产后日产油25.3t，含水5.2％。
在工作中，尤其注意关键技术配套。一是应用水平井技术提高储量动用水平和开发效果。先后在3个小型油藏产能建设中钻打了6口水平井，投产初期平均单井日产液36.6t,单井日产油30.8t,含水15.8％。例如垦东401-平2井开采馆上22，初期日产液35.8t，日产油34.6t,含水3.4％，连续330d日产油已保持30t以上，累产油1.08×104t。已设计待钻的大位移水平井——垦东405平1井钻井进尺3288m，靶前位移和水平段均在1000m左右。二是注重工艺配套，提高难动用储量开发水平。如垦东53块平均地面原-油粘度6643mPa.s，蒸汽吞吐后平均单井日产油12.2t；孤东281块沙三段新井压裂后投产，平均单井日产油10.8t，是常规自然产能的9倍。三是海油陆采。如垦东401井区地面处于水深1～2m的海域。通过修筑进海路2.7km，以KD401井台为基础修筑84m×52m的人工岛1座，结合油砂体形态布井，在叠合有效厚度大于5m的范围内布井，钻打了直井1口、定向斜井7口、水平井1口,井距300m左右，采用螺杆泵采油方式，井口为丛式井，井口和计量站均建在人工岛上，建成产能3.6×104t，累积产油4.29×104t。下步打算在垦东405和垦东12井区实施海油陆采，动用地质储量625×104t，新钻井27口，新建产能11×104t。
此外，通过加强部门D-作，实行项目化管理，强化运行，当年实际产油量比较多。如孤东七区南部东营组属稀油、边水、小断块油藏。预测含油面积0.37km2，石油地质储量30×104t。仅用3口井就建成了2.4×104t产能，并且实现当年产油2.39×104t。3口井均获高产，单井日产油25.6～29.6t。
4效果评价
评价小油藏产能建设成败的技术经-济指标有很多，其中比较重要的有以下10项：一是完成产能建设任务；二是无空井；三是经-济评价期内有效益；四是方案编制合理，井网动用储量程度高；五是高产高效井多，低产低效井少；六是配套技术完善，有较长的稳产期；七是能够获得较高的采收率；八是录取资料全准，为后续开发提供依据；九是时效性强，在规划时间内完成产能建设工作量，实现较多的产油量；十是采油速度较高。
1996～2003年的8年间，孤东油区小油藏产能建设取得较好效果，方案符合率95％，产能建设达标率92％，而且多数小油藏能够连续稳产三年以上。在26个小油藏动用地质储量2521×104t，利用老井44口，设计新井150口，实际钻打146口，实施率97.3％。设计建产能50.3×104t，实际建成产能51.5×104t，实现累积产油188.1×104t。平均建成1×104t产能需打井3.8口。平均每年动用储量315×104t，钻井24口，建成产能6.4×104t；所有产能井均钻遇目的油层，达到设计要求的井数占96.5％；投产初期平均单井日产油9.6t，含水18％，单井日产油20.0t以上的高产高效井占21％，单井日产油低于5.0t的低效井占11％；平均单井控制地质储量13.2×104t，单井增加可采储量3.1×104t。产能建设投资10.09亿元人民币，完全成本10.76亿元，累积产油188.1×104t，销售收入26.42亿元，净收益5.57亿元。而且目前日产油1078t，占孤东油区产量的14.6％，“九五”以来新区产能建设已经-成为名副其实的产能接替阵地。
在产能建设阶段，新、老井比较：新井147口、老井44口，新、老井比例为3.3：1；新井单井日产液24.9t，日产油分别为9.6t，含水61.4％。老井单井日产液25.2t，日产油分别为6.0t，含水76.2％。在产液量基本相同情况下，新井单井日产油比老井高3.6t，含水低14.8％。
达不到产能指标要求的主要是储层条件变差，如孤东281块空气渗透率只有1.96×10-3μm2，尽管采取压裂投产，仍达不到设计要求。
5问题讨论
一是地层能量的补充及利用。
小型油藏产能建设中采取常规注水开发的所占比例很小，目前只有4个小型油藏实施注水开发，注水开发单元一般利用天然能量开发1年左右，视地层能量下降情况适时转注。孤东281块沙三段采取压裂后投产，再转注水开发。8个小型油藏采取热采开发。其余13个小型油藏具有比较活跃的边、底水，依靠天然能量开发。
二是井网的优化设计。
26个小型油藏中多数产能规模比较小，多采用一套不规则井网。一般在构造高点布井、在有效厚度大于4.0m的区域布井、根据油砂体形态布井。一般采用300m井距，少数稠油块采用200m井距。一般采用经-验公式①确定井网密度[2]，从孤东油区回归公式②看，单井控制地质储量13×104t左右。
η=（0.698+0.16625lg(k/μo)）e-0.00792(k/μ)-0.253×100/n ①
J=0.0428N+3.3681,R=0.9359，样本数孤东油区26个小型油藏 ②
三是产能块的配产。从回归公式②看，可以用年产油能力乘以0.5的系数作为小型油藏产能配产。
Ql=0.5409Qc+0.2945，R=0.8146，样本数孤东油区26个小型油藏③
6结论及建议
针对小油藏储层变化快、储量规模小、品位差的不利情况，建立并完善了“前期研究、效益优先、整体部署、分步实施、跟踪分析、及时调整”的新区产能建设模式。用少量的井实现既能探明储量，又形成了较好的开发井网。
加大了井间地震、测井约束地震反演、数值模拟优化设计、水平井等新技术的发展和配套，加强勘探开发一体化，加快新区产能建设的节奏，提高新区产能建设开发水平。
孤东油区储量一次探明程度高，在勘探范围较小及动用程度很高情况下，找储量的难度越来越大，新发现的小型油藏具有储层变化快、储量规模小的特点，同时又具有油层未动用、初产较高的优势。由于地面条件限制及油层发育的需要，客观上必须依靠水平井、大位移斜井等开采新技术，这就要求加强试油试采前期评价以及储层精细描述等前期研究，才能确保打出高效井，不断提高新区产能建设效益。
符号注释：Pi—原-始地层压力，MPa;η—最终采收率，%；k—有效渗透率，um2;μo—地下原-油粘度，mPa.s；n—井网密度，口/km2；N—小型油藏动用地质储量，104t；J—钻井数，口；Ql—小型油藏当年实际产油量，104t；Qc—小型油藏实际建成年产油能力，104t。□