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摘要：冀东南堡陆地油田高45X1断块属于常规稀油油藏，目前油藏主力小层采出程度高、综合含水高、剩余油挖潜难度大，本次研究旨在探索天然能量开发油藏进入特高含水阶段后剩余油挖潜方式。利用数值模拟法及常规动态分析法，形成剩余油分布主要在构造高部位及井间的特点;通过对采收率技术适应性评价，优选适合该断块剩余油挖潜方式，最终形成油藏开发过程中生命周期内低含水阶段延缓含水上升、高含水阶段CO2吞吐技术挖潜剩余油的技术对策，为同类油藏高效开发提供技术、管理支撑。
关键词：高45X1断块;剩余油分布;挖潜技术对策
1.油藏概况
高45X1断块位于庙高断层的上升盘，开采层位Ng油组，主力含油小层5个（NgⅢ5、NgⅢ6、NgⅢ7、NgⅢ8、NgⅢ9），油藏埋深2000～2250m，储层岩性为河流相砂岩，高孔隙度、高渗透率储层，孔隙度23.2%，渗透率393×10-3mD，原油粘度9mPa·s（50℃），密度0.8728g/cm3（20℃），油藏类型为受构造控制的边底水层状断块油藏，天然能量开发，地层能量充足。
断块油井12口，平均单井钻遇17.9m/4.2个层。其中油层120m/31个，油水同层57.8m/11个，水淹层38m/8个。NgⅢ9小层油层发育较好，油井全部钻遇油层;NgⅢ6、NgⅢ7小层部分井钻遇油层。
按高渗透砂岩油藏开发水平分类标准，高45X1断块属一类油藏。
2.开发历程
高45X1断块开发经历了三个阶段，即试采阶段、滚动开发阶段、全面开发阶段。
2.1试采阶段
G45X1井2006年1月15日開钻、2月20日完钻。钻遇油层2.4m/1层，井段2274.2～2276.6m，孔隙度23.4%，渗透率159.86X10-3μm2，含油饱和度46.9%。该井2006年3月23日投产，初期5mm油嘴自喷生产，油压1.7MPa，日产液53t，日产油51.6t，含水2.7%。2016年5月转抽下Ф56生产，阶段产油1.88×104t、产水4.52×104t。
此阶段开发特点：（1）钻遇油层少、薄（2.4m/1层）;（2）开采时采液强度22.1t/m*d（正常5-8t/m*d），含水上升快（6.7%/月）;（3）进高架罐生产，单井拉油点。
2.2滚动开发阶段
依据G45X1井钻井及生产情况，2008年9月-2011年1月为滚动开发阶段，分阶段相继部署完井11口（采用大井距逐步加密及滚动扩边方式），纵向上NgⅢ5-NgⅢ9发现油层，12口油井共钻遇50个层，有效厚度215.8m。
此阶段开发特点：（1）完钻投入开发井11口，液量、油量均大幅增加，日产油量最高170t，区块综合含水稳定在70%左右;（2）以500或433螺杆泵举升工艺为主，平均单井液量26.7t/d，采液强度高>10t/m*d，油井生产不同层位时导致含水快速上升;（3）进高架罐生产，单井拉油点，成本高。
2.3全面开发阶段
此阶段开发特点：（1）2011年-至今为全面开发阶段，含水持续上升，达到90%左右;部分油井补孔后控制采液强度，开发效果较好;（2）2012年3月外输管线投用，日产液量500t左右，最高800t，以螺杆泵提液为主。
3.油藏潜力分析
3.1储量动用状况
高45X1断块井网控制程度87%，井网未控制储量13%，未控制储量主要为NgⅢ9小层东部区域。
井网控制储量包括曾经动用、目前动用及未动用储量。
断块地质储量采出程度25%以上，其中NgⅢ9、NgⅢ6小层储量动用程度较高，分别为40.69%、25.58%。
3.2小层潜力分析
利用常规动态分析及油藏数值模拟技术，对各小层潜力进行分析。以NgⅢ9-2小层为例，该小层油井位于断层根部，采出程度40.69%;钻遇井数12口，曾经生产井6口，目前生产井5口，未动用井1口，具有动用程度高、采出程度高、综合含水高“三高”特点。
以东部井区为例，G45-12井2008年11月投产，初期采液强度高，含水上升快，生产至2010年9月时含水已高达85%左右，此时G45-22井钻井解释水淹，补孔该小层，初期含水即80%，3个月后含水达到85%，基本一致;G45-20井2013年5月补孔，初期控制采液强度，低含水期生产天数241d，产油2200t，后含水快速上升。
高部位油井动用后，低部位油井存在水淹风险，生产时含水上升快或高含水。而剩余油分布研究是油田开发后期油藏管理的主要任务[2-4]，在高含水油藏单靠一种技术难以认清剩余油分布状况，必须综合运用地质综合、测井、井间示踪、数值模拟等技术，才能准确预测剩余油的分布[5]。通过本断块的研究，剩余油分布特点：在断层根部相对富集，含油饱和度45%～50%;井间周围剩余油饱和度35%～45%;构造腰部剩余油饱和度<35%（图1）。
下面针对未动用潜力和已动用潜力两方面提出技术对策。（1）未动用储量潜力分析：NgⅢ9-2小层仅G45-26井未动用，该井位于构造高部位，剩余油饱和度45%～50%，尽管测井解释水淹层，但分析有补孔潜力，建议射孔顶部1.4m，生产初期控制液量10t以内，可以减缓含水上升速度。（2）已动用储量潜力分析：目前油井基本高含水，井筒附近剩余油饱和度35%～45%，剩余油主要集中在断层根部及部分井井间。建议实施吞吐及协同吞吐进行挖潜，下一步直接吞吐井4口（G45-12、G45-14、G45-15、G45-16）、回采+吞吐井6口（G45-10、G45-11、G45-13、G45-20、G45-22、G45-28）、堵水井1口（G45X1）。 3.3断块潜力分析
按照NgⅢ9-2小层分析方法，对该断块各小层、单井潜力进行逐一分析。
未动用储量：分析潜力井11井次，其中油层待动用8井次，以A类潜力为主;水淹层动用潜力3井次，以B类潜力为主。这部分井储量占未动用储量的54.4%，全部动用后可以提高储量动用15.3个百分点（见表1）。
已动用储量：制定以吞吐及回采+协同吞吐措施为主措施24井次，其中A类潜力3井次、B类潜力21井次（见表2）。
4、开发技术对策
为了进一步提高采收率，生产过程中开展了一系列剩余油挖潜技术试验：
（1）控制采液强度，延长油井稳产期。以G45-14井为例，该井2011年1月投产NgⅢ9的20#层，油层中部压力系数0.94;初期抽喷，日产液21.7t，日产油21.1t，含水2.8%，采液强度9t/m*d，2012年7月检泵后一直生产至今，已连续生产2100天以上，累计产油2.9×104t，产水2.8×104t，开采效果较好，是陆上作业区免修期最长的一口井。
（2）高含水期实施提液措施，挖潜剩余油。近几年，先后实施14井次换泵提液措施，总体开发效果较差，仅G45-16、G45-26等2口井效果较好。通过措施前后效果对比，液量增加630t，油量增加5.3t，含水上升2.2%，液面下降189m。通过分析认为效果差的原因是高含水期实施提液措施后，加速水线推进，大孔道或高渗带发育，导致含水居高不下。
（3）积极试验CO2吞吐技术，取得明显效果。
CO2吞吐技术是一项能有效提高采收率的增油措施，能在较短时间内提高单井产量，具有投资少、见效快、资金回收快等特点【1】。以G45-10井为例，该井先后在2个层实施吞吐试验，其中NgⅢ8小层开采效果好，高含水后实施吞吐;NgⅢ7小层受邻井G45-20井影响，补孔后一直高含水（水淹），后实施吞吐，两次吞吐分别增油260t、110t，表明井筒周围有剩余油，吞吐技术适用于该断块;但是该平台系统回压低，易抽喷，液量变化较大，导致含水快速上升，吞吐有效期短。
（4）开展边底水油藏氮气泡沫技术控水试验。
试验3口井，效果较差。效果较差的主要原因：①试验井位于构造腰部或低部位、采出程度高、地层能量充足、没有断层加持，地层倾角小，不利于氮气富集，达不到压水锥的目的;②该断块采出程度高，采用氮气泡沫进行控水，反而将分散的剩余油驱至远端，吐出阶段剩余油难以返回井筒，导致开井后含水升高，增油效果較差。
在油藏全面开发阶段，试验、摸索了高含水油藏提高采收率技术，取得了以下两方面认识：①形成了高45X1断块开发前期射孔程度控制、生产初期采液量限制（定向井初期日产液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潜技术对策;②优选CO2吞吐技术为该断块特高含水阶段剩余油挖潜方式，在实施后应重点加强现场采油管理，确保实施效果。
共落实补孔措施13口、回采措施7口，吞吐措施6口。
5.开发调整方案
针对高45X1断块目前开发中存在的问题，从储量控制程度入手，分析影响开发效果的因素，梳理油藏平面、纵向剩余油分布及综合调整潜力，部署各小层调整方案，优选CO2吞吐技术做为现阶段剩余油挖潜对策，系统安排举升工艺、采油管理及地面集输系统优化工作，确保油藏调整方案实施、管理到位，力争取得好的开发效果。
（1）依据就近吞吐、层系归位+协同吞吐、逐层上返原则，梳理平面、纵向潜力，2018年安排部署吞吐井7口，其中直接吞吐井6口，回采+吞吐井1口。
（2）优化举升工艺：①管式泵更换为杆式泵;②螺杆泵更换为杆式泵;③大泵换小泵（已完成5口井吞吐前期检泵工作）。
（3）优化采油管理方式：为防止抽喷，减缓对吞吐效果的影响，开展采液强度控制工作，优化采油管理方式：①吞吐井放压、挂抽后，开井前要求安装定压阀控套，套压控制1～2MPa，确保控套平稳;②高45-1平台抽油机为塔架机，冲程由5m调整至3.5m，冲次为1次，控制液量生产，同时减少安全隐患。
4.优化地面集输方式：①将外输管线停用，通过闲置设备再利用恢复大罐生产，减少管线穿孔安全隐患，满足油藏开发调整需求;②管理人员由7人降至3人，节省劳动力。
6.结论及建议
1.形成了天然能量开发油藏开发前期射孔程度控制、生产初期采液量限制（定向井初期日产液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潜技术对策;
2.天然能量油藏进入特高含水阶段，剩余油主要分布在断层根部及井间;
3.优选CO2吞吐或协同吞吐技术作为特高含水阶段剩余油挖潜的主要工艺技术;
4.配套形成了适合该断块的举升（杆式泵）、采油管理（定压阀及生产参数控制）、地面集输（拉油）等优化方式;
5.停用转油站、降低设备损耗、节省了动力费、节约了人力，力争效益开发。
参考文献：
[1]石琼林，宁小勇，任丽等.CO2吞吐室内膨胀实验研究[J].复杂油气田，2012，21（4）：28-32.
[2]冉启佑.剩余油研究现状与发展趋势[J].油气地质与采收率，2003，10（5）：49-51.
[3]刘吉余，马志欣，吕靖等.高含水期剩余油分布研究现状[J].石油地质与工程，2007，21（3）：61-63.
[4]郭平，徐艳梅等.剩余油分布研究方法[M].北京：石油工业出版社，2004：8～12.
[5]杨耀忠，邓玉珍.复杂断块油藏模拟研究-以静安堡油田沈84块为例[J].断块油气田，2001（5）：73-74.
关键词：高45X1断块;剩余油分布;挖潜技术对策
1.油藏概况
高45X1断块位于庙高断层的上升盘，开采层位Ng油组，主力含油小层5个（NgⅢ5、NgⅢ6、NgⅢ7、NgⅢ8、NgⅢ9），油藏埋深2000～2250m，储层岩性为河流相砂岩，高孔隙度、高渗透率储层，孔隙度23.2%，渗透率393×10-3mD，原油粘度9mPa·s（50℃），密度0.8728g/cm3（20℃），油藏类型为受构造控制的边底水层状断块油藏，天然能量开发，地层能量充足。
断块油井12口，平均单井钻遇17.9m/4.2个层。其中油层120m/31个，油水同层57.8m/11个，水淹层38m/8个。NgⅢ9小层油层发育较好，油井全部钻遇油层;NgⅢ6、NgⅢ7小层部分井钻遇油层。
按高渗透砂岩油藏开发水平分类标准，高45X1断块属一类油藏。
2.开发历程
高45X1断块开发经历了三个阶段，即试采阶段、滚动开发阶段、全面开发阶段。
2.1试采阶段
G45X1井2006年1月15日開钻、2月20日完钻。钻遇油层2.4m/1层，井段2274.2～2276.6m，孔隙度23.4%，渗透率159.86X10-3μm2，含油饱和度46.9%。该井2006年3月23日投产，初期5mm油嘴自喷生产，油压1.7MPa，日产液53t，日产油51.6t，含水2.7%。2016年5月转抽下Ф56生产，阶段产油1.88×104t、产水4.52×104t。
此阶段开发特点：（1）钻遇油层少、薄（2.4m/1层）;（2）开采时采液强度22.1t/m*d（正常5-8t/m*d），含水上升快（6.7%/月）;（3）进高架罐生产，单井拉油点。
2.2滚动开发阶段
依据G45X1井钻井及生产情况，2008年9月-2011年1月为滚动开发阶段，分阶段相继部署完井11口（采用大井距逐步加密及滚动扩边方式），纵向上NgⅢ5-NgⅢ9发现油层，12口油井共钻遇50个层，有效厚度215.8m。
此阶段开发特点：（1）完钻投入开发井11口，液量、油量均大幅增加，日产油量最高170t，区块综合含水稳定在70%左右;（2）以500或433螺杆泵举升工艺为主，平均单井液量26.7t/d，采液强度高>10t/m*d，油井生产不同层位时导致含水快速上升;（3）进高架罐生产，单井拉油点，成本高。
2.3全面开发阶段
此阶段开发特点：（1）2011年-至今为全面开发阶段，含水持续上升，达到90%左右;部分油井补孔后控制采液强度，开发效果较好;（2）2012年3月外输管线投用，日产液量500t左右，最高800t，以螺杆泵提液为主。
3.油藏潜力分析
3.1储量动用状况
高45X1断块井网控制程度87%，井网未控制储量13%，未控制储量主要为NgⅢ9小层东部区域。
井网控制储量包括曾经动用、目前动用及未动用储量。
断块地质储量采出程度25%以上，其中NgⅢ9、NgⅢ6小层储量动用程度较高，分别为40.69%、25.58%。
3.2小层潜力分析
利用常规动态分析及油藏数值模拟技术，对各小层潜力进行分析。以NgⅢ9-2小层为例，该小层油井位于断层根部，采出程度40.69%;钻遇井数12口，曾经生产井6口，目前生产井5口，未动用井1口，具有动用程度高、采出程度高、综合含水高“三高”特点。
以东部井区为例，G45-12井2008年11月投产，初期采液强度高，含水上升快，生产至2010年9月时含水已高达85%左右，此时G45-22井钻井解释水淹，补孔该小层，初期含水即80%，3个月后含水达到85%，基本一致;G45-20井2013年5月补孔，初期控制采液强度，低含水期生产天数241d，产油2200t，后含水快速上升。
高部位油井动用后，低部位油井存在水淹风险，生产时含水上升快或高含水。而剩余油分布研究是油田开发后期油藏管理的主要任务[2-4]，在高含水油藏单靠一种技术难以认清剩余油分布状况，必须综合运用地质综合、测井、井间示踪、数值模拟等技术，才能准确预测剩余油的分布[5]。通过本断块的研究，剩余油分布特点：在断层根部相对富集，含油饱和度45%～50%;井间周围剩余油饱和度35%～45%;构造腰部剩余油饱和度<35%（图1）。
下面针对未动用潜力和已动用潜力两方面提出技术对策。（1）未动用储量潜力分析：NgⅢ9-2小层仅G45-26井未动用，该井位于构造高部位，剩余油饱和度45%～50%，尽管测井解释水淹层，但分析有补孔潜力，建议射孔顶部1.4m，生产初期控制液量10t以内，可以减缓含水上升速度。（2）已动用储量潜力分析：目前油井基本高含水，井筒附近剩余油饱和度35%～45%，剩余油主要集中在断层根部及部分井井间。建议实施吞吐及协同吞吐进行挖潜，下一步直接吞吐井4口（G45-12、G45-14、G45-15、G45-16）、回采+吞吐井6口（G45-10、G45-11、G45-13、G45-20、G45-22、G45-28）、堵水井1口（G45X1）。 3.3断块潜力分析
按照NgⅢ9-2小层分析方法，对该断块各小层、单井潜力进行逐一分析。
未动用储量：分析潜力井11井次，其中油层待动用8井次，以A类潜力为主;水淹层动用潜力3井次，以B类潜力为主。这部分井储量占未动用储量的54.4%，全部动用后可以提高储量动用15.3个百分点（见表1）。
已动用储量：制定以吞吐及回采+协同吞吐措施为主措施24井次，其中A类潜力3井次、B类潜力21井次（见表2）。
4、开发技术对策
为了进一步提高采收率，生产过程中开展了一系列剩余油挖潜技术试验：
（1）控制采液强度，延长油井稳产期。以G45-14井为例，该井2011年1月投产NgⅢ9的20#层，油层中部压力系数0.94;初期抽喷，日产液21.7t，日产油21.1t，含水2.8%，采液强度9t/m*d，2012年7月检泵后一直生产至今，已连续生产2100天以上，累计产油2.9×104t，产水2.8×104t，开采效果较好，是陆上作业区免修期最长的一口井。
（2）高含水期实施提液措施，挖潜剩余油。近几年，先后实施14井次换泵提液措施，总体开发效果较差，仅G45-16、G45-26等2口井效果较好。通过措施前后效果对比，液量增加630t，油量增加5.3t，含水上升2.2%，液面下降189m。通过分析认为效果差的原因是高含水期实施提液措施后，加速水线推进，大孔道或高渗带发育，导致含水居高不下。
（3）积极试验CO2吞吐技术，取得明显效果。
CO2吞吐技术是一项能有效提高采收率的增油措施，能在较短时间内提高单井产量，具有投资少、见效快、资金回收快等特点【1】。以G45-10井为例，该井先后在2个层实施吞吐试验，其中NgⅢ8小层开采效果好，高含水后实施吞吐;NgⅢ7小层受邻井G45-20井影响，补孔后一直高含水（水淹），后实施吞吐，两次吞吐分别增油260t、110t，表明井筒周围有剩余油，吞吐技术适用于该断块;但是该平台系统回压低，易抽喷，液量变化较大，导致含水快速上升，吞吐有效期短。
（4）开展边底水油藏氮气泡沫技术控水试验。
试验3口井，效果较差。效果较差的主要原因：①试验井位于构造腰部或低部位、采出程度高、地层能量充足、没有断层加持，地层倾角小，不利于氮气富集，达不到压水锥的目的;②该断块采出程度高，采用氮气泡沫进行控水，反而将分散的剩余油驱至远端，吐出阶段剩余油难以返回井筒，导致开井后含水升高，增油效果較差。
在油藏全面开发阶段，试验、摸索了高含水油藏提高采收率技术，取得了以下两方面认识：①形成了高45X1断块开发前期射孔程度控制、生产初期采液量限制（定向井初期日产液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潜技术对策;②优选CO2吞吐技术为该断块特高含水阶段剩余油挖潜方式，在实施后应重点加强现场采油管理，确保实施效果。
共落实补孔措施13口、回采措施7口，吞吐措施6口。
5.开发调整方案
针对高45X1断块目前开发中存在的问题，从储量控制程度入手，分析影响开发效果的因素，梳理油藏平面、纵向剩余油分布及综合调整潜力，部署各小层调整方案，优选CO2吞吐技术做为现阶段剩余油挖潜对策，系统安排举升工艺、采油管理及地面集输系统优化工作，确保油藏调整方案实施、管理到位，力争取得好的开发效果。
（1）依据就近吞吐、层系归位+协同吞吐、逐层上返原则，梳理平面、纵向潜力，2018年安排部署吞吐井7口，其中直接吞吐井6口，回采+吞吐井1口。
（2）优化举升工艺：①管式泵更换为杆式泵;②螺杆泵更换为杆式泵;③大泵换小泵（已完成5口井吞吐前期检泵工作）。
（3）优化采油管理方式：为防止抽喷，减缓对吞吐效果的影响，开展采液强度控制工作，优化采油管理方式：①吞吐井放压、挂抽后，开井前要求安装定压阀控套，套压控制1～2MPa，确保控套平稳;②高45-1平台抽油机为塔架机，冲程由5m调整至3.5m，冲次为1次，控制液量生产，同时减少安全隐患。
4.优化地面集输方式：①将外输管线停用，通过闲置设备再利用恢复大罐生产，减少管线穿孔安全隐患，满足油藏开发调整需求;②管理人员由7人降至3人，节省劳动力。
6.结论及建议
1.形成了天然能量开发油藏开发前期射孔程度控制、生产初期采液量限制（定向井初期日产液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潜技术对策;
2.天然能量油藏进入特高含水阶段，剩余油主要分布在断层根部及井间;
3.优选CO2吞吐或协同吞吐技术作为特高含水阶段剩余油挖潜的主要工艺技术;
4.配套形成了适合该断块的举升（杆式泵）、采油管理（定压阀及生产参数控制）、地面集输（拉油）等优化方式;
5.停用转油站、降低设备损耗、节省了动力费、节约了人力，力争效益开发。
参考文献：
[1]石琼林，宁小勇，任丽等.CO2吞吐室内膨胀实验研究[J].复杂油气田，2012，21（4）：28-32.
[2]冉启佑.剩余油研究现状与发展趋势[J].油气地质与采收率，2003，10（5）：49-51.
[3]刘吉余，马志欣，吕靖等.高含水期剩余油分布研究现状[J].石油地质与工程，2007，21（3）：61-63.
[4]郭平，徐艳梅等.剩余油分布研究方法[M].北京：石油工业出版社，2004：8～12.
[5]杨耀忠，邓玉珍.复杂断块油藏模拟研究-以静安堡油田沈84块为例[J].断块油气田，2001（5）：73-74.