摘 要：现河采油厂低渗油藏探明储量1.17亿吨，动用储量9918万吨，目前局部地区已出现水淹水窜高含水情况，牛庄油田牛20地区作为低渗透高含水期的典型区块，受储层非均质性、水驱效率低，水淹水窜、油水井井况差等因素影响，目前采出程度仅有11.1%，但是含水已高达84.4%；由于早期部署的井排方向与最大主应力方向不匹配，从而导致断块后期水淹水窜严重，开发效果较差；我们通过对该区块建模数模的研究，应用流线模拟技术对水淹水窜方向及条带进行了半定量描述，分析认为该区块通过层系细分优化重组、井网完善重构来进行变流线调整研究，有进一步提高采收率的潜力。因此，需要开展变流线提高采收率研究。
　　关键词：特高含水期；变流线研究；提高采收率；井网完善重构；
　　一、油藏概况
　　牛20区块位于牛庄洼陷南部，南斜坡北部，含油面积5km2，地质储量849×104t，构造总体呈东高西低，具有继承性，油层埋深2800～3200m。储层物性好，属滑塌浊积沉积，划分为六个砂层组，平均有效厚度10m，平面分布稳定，各砂体平面叠加连片。岩性以含砾砂岩、粉细砂岩和细砂岩为主，为无边底水的稀油岩性油藏。总之，牛20断块属于中孔、低渗透、低饱和、稀油、异常高压、岩性油藏。
　　二、开发效果评价及剩余油分布
　　1.储量动用程度分析
　　牛20断块纵向上发育了6个砂层组、20个含油砂体，主力砂体核部（中部）物性较好，井网比较完善，储层动用程度较好，平均采出程度12.8%。边部非主力砂体，含油面积小、分布零散，井网相对不完善，储层动用程度低、平均采出程度仅有2.3%。
　　2.井网适应性分析
　　一是井排方向不适应；
　　由于该区块天然裂缝及人工裂缝的双重影响造成目前井排方向不适应，导致区块含水上升快，为了搞清人工裂缝方向，开展微地震裂缝监测，并结合井组注采分析，得出目前区块最大主应力方向在NE58°-NE83°。与目前井排方向不一致。
　　二是油水井井况严重，导致储量失控严重。目前共计18口油井、8口水井存在井况问题，分别占油水井总数的66%、50%。
　　3.剩余油分布
　　目前该区块的剩余油分布模式是典型的普遍富集，条带水淹，目前井网条件下的采收率仅为12.2%，主要存在以下问题：
　　一是目前层系适应性差：牛20断块纵向上发育6个砂层组，层间渗透率极差高达30。层间动用程度差异大，其中主力砂体D3+4采出程度为19%，C3为6.5%，非主力砂体F3、F4基本未动用。
　　二是目前井网适应性差：由于17口油井存在井况，造成125.2×104t储量失控，8口水井井况差，损失水驱储量201×104t。
　　三、变流线研究的技术对策
　　1.改变流线方向、有效提高水驱波及面积
　　初期井排方向为NE90°，注水见效方向与微地震监测的裂缝方向基本吻合，压裂裂缝沟通后，井间以线窜为主，导致区块水淹严重，因此需要调整油水井井排方向，来改变流线方向，提高水驱波及面积。
　　为了提高开发水平，对牛20区块进行水淹类型及水窜通道识别技术研究、开发调整方式及储层在平面、纵向的变化特征及非均质性研究。在此基础上，进一步开展主力、非主力层开发效果差异性评价，开展开发技术差异性界限研究，进行层系细分矢量井网调整，提高主力砂体水驱波及面积及非主力砂体储量动用程度。形成低渗透油藏中高含水期井网优化技术系列，为同类型、同开发阶段其它区块形成接替技术储备。
　　2.细分层系开发的潜力
　　牛20区块为中丰度低渗油藏，平均有效厚度10m。油层较厚，储量丰度较高，具备低渗油藏细分层系开发的基本条件。区块纵向含油小层多，渗透性存在一定差异，具有层系细分的必要性。区块储层平面分布稳定，各砂体叠加连片，具备细分层系的地质条件。
　　3.整体井网规划
　　牛20断块细分为三套层系，分别以C3、D3+4、F1砂体为主，兼顾其他非主力砂体。方案动用含油面积5.0km2，地质储量849×104t，设计新钻油井24口，新钻水井12口，老井转注1口，根据数模优化结果采用五点法井网进行开发，新增产能3.9×104t。
　　方案实施后总井47口，其中油井27口，水井20口，15年后预计累积采油148×104t，采出程度17.4%。与不调整相比：15年末多采油48.1×104t，采收率提高12.8%，增加可采储量108.7×104t。
　　四、结束语
　　目前局部地区已出现水淹水窜现象，特别是个别地区含水高达80%以上，通过变流线技术的研究，对该类水淹水窜油藏治理之后，能够大幅度提高该类油藏采收率。为低渗透油藏的高速、高效开发，提供理论和技术依据，能解决该类油藏水驱效率低、局部水淹水窜、纵向上动用不均衡的矛盾，预计提高采收率20%，最终采收率可达到30%。