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[摘 要]利津油田利7断块经过多年的强注强采，造成注水和开发效果变差，针对这一现状，利用精细油藏描述和数模技术进行剩余油分布规律研究，应用堵水调剖、不稳定注水和侧钻井技术等进行调整挖潜，使该块的水驱开发效果得到明显的改善，采收率由49.7%提高到55.0%。实践证明堵水调剖、不稳定注水和侧钻井技术是复杂断块高含水后期提高采收率的有利措施。
[关键词]复杂断块油藏、高含水、剩余油分布、堵水调剖、不稳定注水、提高采收率
中图分类号：TV757 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）39-0400-01
引言
利7断块位于利津凹陷北部斜坡利津断裂带，是中高渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造复杂断块油藏。含油层系沙二段，油层埋深2040-2200m，油层岩性为粉砂、细砂岩。孔隙度30.1%，渗透率1880.0×10-3um2。目前综合含水90.1%，采出程度43.18%，累注采比0.84，压降6.5Mpa。由于多年的强注强采，造成注水和开发效果变差。
1.剩余油分布规律研究
由于利7断块进入“三高”开发阶段，水淹严重，层间、层内干扰严重，剩余油分布分散，开发效果日趋变差，因此，进行油藏地质研究，利用油藏精细描叙、剩余油饱和度测井及数模技术，建立地质及流体模型，分析该块剩余油分布特征。
1.1 构造、微构造高点
经过重建地质模型，沉积相及微构造和数值模拟等研究，结合动态监测资料和剩余油饱和度测井资料分析，认为剩余油主要分布在该块的构造高部位和微构造高点。
剩余可采储量较多的利21块和利25块，其剩余油主要分布利21块构造顶部和利21块构造低部的微构造高点及利25块的构造顶部。
1.2 断层遮挡带
利21块剩余油主要分布利21块构造顶部的断层遮挡带和断层遮挡的利47井至利11-11井区，利7北剩余油主要分布在构造高部位的断层遮挡带，3砂组中32层是利49块的潜力层，含油饱和度较高，在38%-48%之间，其次利49块的利11-27井和利11-7井区2组1、2小层也有剩余油的分布。利11-16块剩余油主要分布在高部位的断层遮挡带，在构造高部位井含水相对较低，低部位井均为特高含水，说明剩余油主要分布在构造高部位。
1.3 报废井点
由于多年的强注强采，造成井况较差。有工程报废井7口，套变井9口，井下落物井6口，影响产量272.9t/d。报废井及待报废井较多，不仅影响产量，还影响了措施工作量的实施和注水效果。由于长期停井，使地下油水关系变化重新分布，在长停井周围仍有剩余油分布和重新聚集一定数量的剩余油。
1.4 沉积微相的边缘相带及低渗透薄层
该块沙二段34小层以下为三角洲前缘相砂体，分河口坝、湖滩砂和滨岸砂坝亚相，在其核部和滩脊微相渗透性和连通性较好，开发效果较好；而核侧、脊侧、边缘和侧缘微相由于物性较差，开发效果较差，剩余油相对富集。2砂组和3砂组的33小层以上为三角洲平原相砂体，分辫状河和分流河道亚相，在其河心砂坝微相物性和连通性较好，开发效果较好；而辫状水道、河道边缘和决口扇微相，由于物性较差，开发效果较差，剩余油相对富集。1砂组为退积型湖相水下亚相，为低渗透薄层。
2.提高采收率技术
2.1 堵水调剖
利7块自2005年实施堵水调剖措施至今，在18口注水井上实施调剖36井次，对应油井29口，有25口井见效。统计油井见效58井次，初期增油能力283.1t/d，当年累计增油4.5819×104t。在3口油井上实施堵水3井次，有效2井次，初增油能力25t/d，当年累计增油3443t。共累计增油4.9261×104t，投入產出比为1：2.95。通过堵水调剖，控制了井层含水，改善了水驱和开发效果，提高了采收率。
2.1.1 可以降低注水井高渗透层段的吸水能力，相对加强低渗透层段的吸水量
调剖后，吸水指数下降，日注水量下降，注水压力上升，强吸水层受到控制，弱吸水层得到加强。如利11-29井，强吸水层41层相对吸水量调剖前为83.2%，调剖后下降为13.1%，其它层22-35层的相对吸水量由调剖前的16.8%增加到调剖后的86.9%，使41层受到控制22-35层得到加强。注水压力由15.8Mpa上升到16.8Mpa，注水量由314m3/d下降为231m3/d。
2.1.2 可以改善对应生产井油层产液结构，降低井层含水
使对应油井产量上升，含水下降。如利11-10井，产液剖面表明，32、34层为未动层，41层以下为出液层，通过对应注水井利11-29井调剖后，产液结构发生变化，主力层即高含水层41层受到控制，未动层得到地层能量后出液，产量上升，初增油5.1t/d，含水下降了12%。
2.1.3 通过堵水调剖可发挥层间潜力，提高采收率
利7块虽然水淹严重，但层间潜力较大，为了提高油层的动用程度，选择利11-16小块整体调剖，3口注水井调剖后，地层吸水状况发生明显变化。如利11-16井41层相对吸水量由38.9%降为11.4%，12层相对吸水量由1.8%增加到21.1%，对应生产井11-41井，产液状况得到改善，12层由未动层变为动层，该井含水由97%下降到55.7%，初增油16.6t/d。在纵向上增加驱油厚度，扩大注入水的有效波及体积，增加可采储量，提高采收率。
2.2 不稳定注水
利7块在利33-19井组实施不稳定注水取得显著效果后，进行周期注水数值模拟研究，结果表明：间注间采效果好于间隙注水方式；不稳定注水早晚均有效，早期好于晚期；周期生产时间长则效果好；采液强度大，效果好。
2.2.1 高含水封闭小断块不稳定注水 利7块的利49井采取不稳定注水，对应4口油井见效，脉冲前日产液498.6t，日产油39.2t，含水92.1% ，脉冲后日产液524.2t，日产油80.7t，综合含水84.6%，取得了日增油41.5t，含水下降7.5%的好效果。为了扩大不稳定注水效果，提高采收率，把不稳定注水由利49井组扩大到整个利49块，增加不稳定注水井点及受效范围（2口注水井和7口油井），可增加可采储量5万t，提高采收率4.8%。
2.2.2 高含水井组不稳定注水
利21-37井组不稳定注水，这之前于进行过动态调配，把日注水量由230m3下降为50-100m3，对应油利21-斜25井见效，日产液由226.4t略升为232.8t，日产油由7.8t上升到30.3t，含水由96.6%下降到87.0%，日增油22.5t，含水下降9.6%。说明该井组适于实施不稳定注水。
在不稳定注水过程中，利21-37井实施调剖措施，使41层的每米吸水量由9.3% 变为6.4%，42层由1.7%变为5.4%，使吸水层层间吸水量趋于平衡。对应油井利21-25井见效，日产液由183.7t上升为221.1t，日产油由5.4t上升为17.8t，含水由97.1%下降为92.0%，日增油12.4t，含水下降5.1%。因此，在不稳定注水过程中，实施堵水调剖可以提高脉冲注水的开发效果。
2.3 老井侧钻
侧钻井技术是利用套破井、井下事故井或低效井进行挖潜区块剩余油，提高采收率。利7块钻侧钻井5口，钻遇油层15.5层45.6m，初期日油能力70.4t，平均含水47.3%，远低于区块含水90.4%。
3.区块开发效果
利7断块通过完善注采系统和各种措施的实施挖潜，累计增油14.84×104t，增加采出程度1.48%，使區块注采对应率提高8.7%，水驱储量增加88×104t。采用高含水区块水驱可采储量经验公式进行可采储量标定：标定采收率55%，计算可采储量557万t，最终采收率由49.7%上升到55.0%，提高采收率5.3%，增加可采储量54万t。
4.结论
根据利7块开发现状，利用油藏精细描述、剩余油饱和度测井及数模技术，进行该块剩余油分布研究和精细井层注采管理。对主体区块主力层的高渗透带和大孔道，采用膨润土和超细水泥等进行堵水调剖，调整产液结构和潜力层挖潜。对特高含水的小断块和井组，采用间隙注水和间注间采的不稳定注水方式，辅以堵水调剖进行挖潜，改善高含水区块和井组的开发效果和提高采收率。在剩余油分布较多的井区和井点利用完善井和侧钻井进行挖潜增油。
作者简介：孟雪杰（1985-），女，胜利油田分公司滨南采油厂采油管理八区技术管理室。
[关键词]复杂断块油藏、高含水、剩余油分布、堵水调剖、不稳定注水、提高采收率
中图分类号：TV757 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）39-0400-01
引言
利7断块位于利津凹陷北部斜坡利津断裂带，是中高渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造复杂断块油藏。含油层系沙二段，油层埋深2040-2200m，油层岩性为粉砂、细砂岩。孔隙度30.1%，渗透率1880.0×10-3um2。目前综合含水90.1%，采出程度43.18%，累注采比0.84，压降6.5Mpa。由于多年的强注强采，造成注水和开发效果变差。
1.剩余油分布规律研究
由于利7断块进入“三高”开发阶段，水淹严重，层间、层内干扰严重，剩余油分布分散，开发效果日趋变差，因此，进行油藏地质研究，利用油藏精细描叙、剩余油饱和度测井及数模技术，建立地质及流体模型，分析该块剩余油分布特征。
1.1 构造、微构造高点
经过重建地质模型，沉积相及微构造和数值模拟等研究，结合动态监测资料和剩余油饱和度测井资料分析，认为剩余油主要分布在该块的构造高部位和微构造高点。
剩余可采储量较多的利21块和利25块，其剩余油主要分布利21块构造顶部和利21块构造低部的微构造高点及利25块的构造顶部。
1.2 断层遮挡带
利21块剩余油主要分布利21块构造顶部的断层遮挡带和断层遮挡的利47井至利11-11井区，利7北剩余油主要分布在构造高部位的断层遮挡带，3砂组中32层是利49块的潜力层，含油饱和度较高，在38%-48%之间，其次利49块的利11-27井和利11-7井区2组1、2小层也有剩余油的分布。利11-16块剩余油主要分布在高部位的断层遮挡带，在构造高部位井含水相对较低，低部位井均为特高含水，说明剩余油主要分布在构造高部位。
1.3 报废井点
由于多年的强注强采，造成井况较差。有工程报废井7口，套变井9口，井下落物井6口，影响产量272.9t/d。报废井及待报废井较多，不仅影响产量，还影响了措施工作量的实施和注水效果。由于长期停井，使地下油水关系变化重新分布，在长停井周围仍有剩余油分布和重新聚集一定数量的剩余油。
1.4 沉积微相的边缘相带及低渗透薄层
该块沙二段34小层以下为三角洲前缘相砂体，分河口坝、湖滩砂和滨岸砂坝亚相，在其核部和滩脊微相渗透性和连通性较好，开发效果较好；而核侧、脊侧、边缘和侧缘微相由于物性较差，开发效果较差，剩余油相对富集。2砂组和3砂组的33小层以上为三角洲平原相砂体，分辫状河和分流河道亚相，在其河心砂坝微相物性和连通性较好，开发效果较好；而辫状水道、河道边缘和决口扇微相，由于物性较差，开发效果较差，剩余油相对富集。1砂组为退积型湖相水下亚相，为低渗透薄层。
2.提高采收率技术
2.1 堵水调剖
利7块自2005年实施堵水调剖措施至今，在18口注水井上实施调剖36井次，对应油井29口，有25口井见效。统计油井见效58井次，初期增油能力283.1t/d，当年累计增油4.5819×104t。在3口油井上实施堵水3井次，有效2井次，初增油能力25t/d，当年累计增油3443t。共累计增油4.9261×104t，投入產出比为1：2.95。通过堵水调剖，控制了井层含水，改善了水驱和开发效果，提高了采收率。
2.1.1 可以降低注水井高渗透层段的吸水能力，相对加强低渗透层段的吸水量
调剖后，吸水指数下降，日注水量下降，注水压力上升，强吸水层受到控制，弱吸水层得到加强。如利11-29井，强吸水层41层相对吸水量调剖前为83.2%，调剖后下降为13.1%，其它层22-35层的相对吸水量由调剖前的16.8%增加到调剖后的86.9%，使41层受到控制22-35层得到加强。注水压力由15.8Mpa上升到16.8Mpa，注水量由314m3/d下降为231m3/d。
2.1.2 可以改善对应生产井油层产液结构，降低井层含水
使对应油井产量上升，含水下降。如利11-10井，产液剖面表明，32、34层为未动层，41层以下为出液层，通过对应注水井利11-29井调剖后，产液结构发生变化，主力层即高含水层41层受到控制，未动层得到地层能量后出液，产量上升，初增油5.1t/d，含水下降了12%。
2.1.3 通过堵水调剖可发挥层间潜力，提高采收率
利7块虽然水淹严重，但层间潜力较大，为了提高油层的动用程度，选择利11-16小块整体调剖，3口注水井调剖后，地层吸水状况发生明显变化。如利11-16井41层相对吸水量由38.9%降为11.4%，12层相对吸水量由1.8%增加到21.1%，对应生产井11-41井，产液状况得到改善，12层由未动层变为动层，该井含水由97%下降到55.7%，初增油16.6t/d。在纵向上增加驱油厚度，扩大注入水的有效波及体积，增加可采储量，提高采收率。
2.2 不稳定注水
利7块在利33-19井组实施不稳定注水取得显著效果后，进行周期注水数值模拟研究，结果表明：间注间采效果好于间隙注水方式；不稳定注水早晚均有效，早期好于晚期；周期生产时间长则效果好；采液强度大，效果好。
2.2.1 高含水封闭小断块不稳定注水 利7块的利49井采取不稳定注水，对应4口油井见效，脉冲前日产液498.6t，日产油39.2t，含水92.1% ，脉冲后日产液524.2t，日产油80.7t，综合含水84.6%，取得了日增油41.5t，含水下降7.5%的好效果。为了扩大不稳定注水效果，提高采收率，把不稳定注水由利49井组扩大到整个利49块，增加不稳定注水井点及受效范围（2口注水井和7口油井），可增加可采储量5万t，提高采收率4.8%。
2.2.2 高含水井组不稳定注水
利21-37井组不稳定注水，这之前于进行过动态调配，把日注水量由230m3下降为50-100m3，对应油利21-斜25井见效，日产液由226.4t略升为232.8t，日产油由7.8t上升到30.3t，含水由96.6%下降到87.0%，日增油22.5t，含水下降9.6%。说明该井组适于实施不稳定注水。
在不稳定注水过程中，利21-37井实施调剖措施，使41层的每米吸水量由9.3% 变为6.4%，42层由1.7%变为5.4%，使吸水层层间吸水量趋于平衡。对应油井利21-25井见效，日产液由183.7t上升为221.1t，日产油由5.4t上升为17.8t，含水由97.1%下降为92.0%，日增油12.4t，含水下降5.1%。因此，在不稳定注水过程中，实施堵水调剖可以提高脉冲注水的开发效果。
2.3 老井侧钻
侧钻井技术是利用套破井、井下事故井或低效井进行挖潜区块剩余油，提高采收率。利7块钻侧钻井5口，钻遇油层15.5层45.6m，初期日油能力70.4t，平均含水47.3%，远低于区块含水90.4%。
3.区块开发效果
利7断块通过完善注采系统和各种措施的实施挖潜，累计增油14.84×104t，增加采出程度1.48%，使區块注采对应率提高8.7%，水驱储量增加88×104t。采用高含水区块水驱可采储量经验公式进行可采储量标定：标定采收率55%，计算可采储量557万t，最终采收率由49.7%上升到55.0%，提高采收率5.3%，增加可采储量54万t。
4.结论
根据利7块开发现状，利用油藏精细描述、剩余油饱和度测井及数模技术，进行该块剩余油分布研究和精细井层注采管理。对主体区块主力层的高渗透带和大孔道，采用膨润土和超细水泥等进行堵水调剖，调整产液结构和潜力层挖潜。对特高含水的小断块和井组，采用间隙注水和间注间采的不稳定注水方式，辅以堵水调剖进行挖潜，改善高含水区块和井组的开发效果和提高采收率。在剩余油分布较多的井区和井点利用完善井和侧钻井进行挖潜增油。
作者简介：孟雪杰（1985-），女，胜利油田分公司滨南采油厂采油管理八区技术管理室。