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[摘 要]文203块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，属文13背斜构造东南翼的一部分，在层脊部位油层发育并有多套油水系统。目前分两套层系开发，即S3中4-6和S3中7-10。含油面积2.7km2，地质储量306×104t，可采储量97×104t，标定采收率31.7%。目前处开发中后期，需加大剩余油认识，提高最终采收率。
[关键词]剩余油 提升 速度
中图分类号：TS124.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0597-01
一、开发简历与现状
一）开发简历
1983年10月文203井钻遇高压油气层，从而发现该块。1992年正式投入开发，分S3中4-6和S3中7-10两套层系。
1、天然能量开发阶段（1983-1993.12）
文203块为异常高压油藏，原始压力系数1.7-1.9，大部分新投井均能自喷生产且产量高。该阶段有17口井投产，至阶段末区块日产油250t，平均单井日产油15.6t，采油速度2.45%。到阶段末共有油水井24口，其中油井16口，水井8口，注采井数比为1：2，地质采出程度7.6%，含水18.61%。由于该阶段靠天然能量放大压差生产，地层压力下降幅度大，降幅达8-25Mpa，因压敏伤害，使油藏渗透率降低，油井产能下降。
2、压裂改造全面注水开发阶段（1994.1-1995.3）
从1993年初产量迅速下降，为扭转这一局面，1993-1994年实施压裂改造，并逐步转入全面注水开发阶段。油井压裂效果显著，注水开发见到成效，区块年采油速度保持在1.4%以上。到阶段末共有油水井26口，其中油井15口，水井11口，注采井数比1：1.4，地质采出程度11.25%，综合含水63.23%。
3、加密调整，产量上升阶段（1995.4-1998.12）
从1995年到1998年该块投产新井8口，注采关系得到进一步完善，更多的油井见到注水效果，区块日产油由126t上升至206t。到阶段末共有油水井29口，其中油井20口，水井9口，注采井数比1：2.2。采油速度达1.93%，地质采出程度16.24%，综合含水57.92%。
4、产量递减阶段（1999.1-2007.12）
由于无新井投产且注采见效高峰期已过，区块年产油迅速下降，从1999年的5.8*104t降至2007年1.1*104t，综合含水由65.08%上升至93.2%，区块日产油由159t下降至27t。
5、调整治理稳产阶段（2008.1-目前）
进入2008年以来，通过对区块低产井治理、注水井上返、不断完善注采井网，实现了开发形勢逐渐好转，区块日产油由27t上升至35.6t。综合含水由93.2%下降至90.06%。
二）开发现状
截止2012年12月底，文203块共有油水井35口，其中油井23口（含报废井6口），注水井12口（含报废井4口）。开油井17口（含报废井3口），井口日产液358.7t/d，日产油35.6t/d，平均单井日产液21.1t/d，平均单井日产油2.1t/d，综合含水90.06%，地质采油速度0.36%，地质采出程度25.55%，工业采出程度80.61%，剩余可采储量采油速度5.47%，自然递减10.83%，综合递减0.98%。开水井11口（含报废井3口），日注水平419m3/d，平均单井日注38m3/d，月注采比1.04，累积注采比0.91，注采井数比1：1.55。
二、文203块开发存在的主要问题
一）区块开发中存在的主要问题
1、局部井况恶化，造成控制储量损失严重，制约了下步到层措施的实施。
2、层间差异大、大井段合采合注，加剧了层间矛盾。
3、局部地区注采不完善，依靠弹性能量开采。
4、油层发育不稳定、物性差，导致注水井注水压力高，储量难以水驱动用。
三、综合治理方案指导思想
（一）开发思路
通过对小层动用状况调查分析，进一步明确了剩余油在平面及层间的分布规律，立足现有井网，实施油藏区块扩边，并通过油水井大修、压裂、补孔、重炮、对应补孔、分注、酸化等技术手段，进一步完善注采关系，改善两个剖面，提高水驱动用程度，真正实现开发对象向ⅡⅢ类层转移，提高油藏的最终采收率。
（二）治理原则
1、通过水井分注等措施，减小层间干扰，改善剖面，达到降低无效注水，增加有效注水，提高水驱动用程度。
2、通过大修、对应补孔等措施，进一步完善局部注采关系。
3、对高压欠注井实施酸化降压增注，增加地层存水量，提高注入水波及体积，达到提高水驱动用储量的目的。
四、综合治理具体工作
（一）优选措施方案，强化措施运行
2012年共实施油井措施7井次，其中填砂压裂1井次，水力压裂2井次，泵加深2井次，大修重炮1井次，补孔1井次。措施有效6井次，措施有效率85.7%。油井措施累计增油1683t，平均单井增油240t。
1、实施卡封压裂增产措施，获高产油流。
203-1井于2012年7月补孔S3中6自喷，截止8月28日，自喷1个半月，阶段产油375t，该层厚度8.3米，控制地质储量1.45×104t。2009年2月15-27日对该井填砂卡封压裂S3中6，措施前日产液13t，日产油2.3t，含水82%，措施后初期日产液80.7t，日产油15.3t，含水81.1%，压裂效果非常明显。由于弹性开采，能量逐步递减，目前日产液22.5t，日产油3.6t，含水84%，截止12月底该井累计增油602t，占文203块措施增油量的33%。
2、补孔上返，挖潜层间剩余油。
203-16井于2008年1月由水井转抽上返S3中4，当年6月转注分注203-36完善注采关系，注水见效高峰期203-16日产油达到9.0t，由于边水推进，203-16含水逐渐上升，截止2009年9月初，累计生产原油2219t，为挖潜层间剩余油2009年9月10-16日补孔S3中2，层厚5.1米，控制地质储量1.3×104t。措施前日产液13.5t，日产油1.6t，含水88.2%，措施后日产液16.6 t，日产油11.5 t，含水31%，目前日产液17.5t，日产油5.3t，含水69.5%，截止12月底累计增油735t。
（二）井组精细注采调整，夯实稳产基础
2012年，文203块通过实施水井分注3口，压缩注水井段；实施酸化增注1口，提高水驱动用程度；实施平面调整，完善注采关系1口；加强注采分析，精细平面调水。
1、实施水井分注，压缩注水井段，培养高效井组。
2、精细平面调整，完善注采关系。
3、精细日常注采管理，加强平面动态调水，减缓含水上升速度。
五、结论与认识
1、精细构造、储层及剩余油研究是提高油藏开发水平的前提保障。
2、对目前复杂井况，可积极引进新工艺，改善水驱动用程度，提高最终采收率。
3、加强平面精细调水工作减缓油藏含水上升速度，对高含水油井认识到小层，采取挤堵、换层、水井分注等措施挖潜层间剩余油。
参考文献
[1] 谢丛姣，蔡尔范《石油开发地质学》
[关键词]剩余油 提升 速度
中图分类号：TS124.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0597-01
一、开发简历与现状
一）开发简历
1983年10月文203井钻遇高压油气层，从而发现该块。1992年正式投入开发，分S3中4-6和S3中7-10两套层系。
1、天然能量开发阶段（1983-1993.12）
文203块为异常高压油藏，原始压力系数1.7-1.9，大部分新投井均能自喷生产且产量高。该阶段有17口井投产，至阶段末区块日产油250t，平均单井日产油15.6t，采油速度2.45%。到阶段末共有油水井24口，其中油井16口，水井8口，注采井数比为1：2，地质采出程度7.6%，含水18.61%。由于该阶段靠天然能量放大压差生产，地层压力下降幅度大，降幅达8-25Mpa，因压敏伤害，使油藏渗透率降低，油井产能下降。
2、压裂改造全面注水开发阶段（1994.1-1995.3）
从1993年初产量迅速下降，为扭转这一局面，1993-1994年实施压裂改造，并逐步转入全面注水开发阶段。油井压裂效果显著，注水开发见到成效，区块年采油速度保持在1.4%以上。到阶段末共有油水井26口，其中油井15口，水井11口，注采井数比1：1.4，地质采出程度11.25%，综合含水63.23%。
3、加密调整，产量上升阶段（1995.4-1998.12）
从1995年到1998年该块投产新井8口，注采关系得到进一步完善，更多的油井见到注水效果，区块日产油由126t上升至206t。到阶段末共有油水井29口，其中油井20口，水井9口，注采井数比1：2.2。采油速度达1.93%，地质采出程度16.24%，综合含水57.92%。
4、产量递减阶段（1999.1-2007.12）
由于无新井投产且注采见效高峰期已过，区块年产油迅速下降，从1999年的5.8*104t降至2007年1.1*104t，综合含水由65.08%上升至93.2%，区块日产油由159t下降至27t。
5、调整治理稳产阶段（2008.1-目前）
进入2008年以来，通过对区块低产井治理、注水井上返、不断完善注采井网，实现了开发形勢逐渐好转，区块日产油由27t上升至35.6t。综合含水由93.2%下降至90.06%。
二）开发现状
截止2012年12月底，文203块共有油水井35口，其中油井23口（含报废井6口），注水井12口（含报废井4口）。开油井17口（含报废井3口），井口日产液358.7t/d，日产油35.6t/d，平均单井日产液21.1t/d，平均单井日产油2.1t/d，综合含水90.06%，地质采油速度0.36%，地质采出程度25.55%，工业采出程度80.61%，剩余可采储量采油速度5.47%，自然递减10.83%，综合递减0.98%。开水井11口（含报废井3口），日注水平419m3/d，平均单井日注38m3/d，月注采比1.04，累积注采比0.91，注采井数比1：1.55。
二、文203块开发存在的主要问题
一）区块开发中存在的主要问题
1、局部井况恶化，造成控制储量损失严重，制约了下步到层措施的实施。
2、层间差异大、大井段合采合注，加剧了层间矛盾。
3、局部地区注采不完善，依靠弹性能量开采。
4、油层发育不稳定、物性差，导致注水井注水压力高，储量难以水驱动用。
三、综合治理方案指导思想
（一）开发思路
通过对小层动用状况调查分析，进一步明确了剩余油在平面及层间的分布规律，立足现有井网，实施油藏区块扩边，并通过油水井大修、压裂、补孔、重炮、对应补孔、分注、酸化等技术手段，进一步完善注采关系，改善两个剖面，提高水驱动用程度，真正实现开发对象向ⅡⅢ类层转移，提高油藏的最终采收率。
（二）治理原则
1、通过水井分注等措施，减小层间干扰，改善剖面，达到降低无效注水，增加有效注水，提高水驱动用程度。
2、通过大修、对应补孔等措施，进一步完善局部注采关系。
3、对高压欠注井实施酸化降压增注，增加地层存水量，提高注入水波及体积，达到提高水驱动用储量的目的。
四、综合治理具体工作
（一）优选措施方案，强化措施运行
2012年共实施油井措施7井次，其中填砂压裂1井次，水力压裂2井次，泵加深2井次，大修重炮1井次，补孔1井次。措施有效6井次，措施有效率85.7%。油井措施累计增油1683t，平均单井增油240t。
1、实施卡封压裂增产措施，获高产油流。
203-1井于2012年7月补孔S3中6自喷，截止8月28日，自喷1个半月，阶段产油375t，该层厚度8.3米，控制地质储量1.45×104t。2009年2月15-27日对该井填砂卡封压裂S3中6，措施前日产液13t，日产油2.3t，含水82%，措施后初期日产液80.7t，日产油15.3t，含水81.1%，压裂效果非常明显。由于弹性开采，能量逐步递减，目前日产液22.5t，日产油3.6t，含水84%，截止12月底该井累计增油602t，占文203块措施增油量的33%。
2、补孔上返，挖潜层间剩余油。
203-16井于2008年1月由水井转抽上返S3中4，当年6月转注分注203-36完善注采关系，注水见效高峰期203-16日产油达到9.0t，由于边水推进，203-16含水逐渐上升，截止2009年9月初，累计生产原油2219t，为挖潜层间剩余油2009年9月10-16日补孔S3中2，层厚5.1米，控制地质储量1.3×104t。措施前日产液13.5t，日产油1.6t，含水88.2%，措施后日产液16.6 t，日产油11.5 t，含水31%，目前日产液17.5t，日产油5.3t，含水69.5%，截止12月底累计增油735t。
（二）井组精细注采调整，夯实稳产基础
2012年，文203块通过实施水井分注3口，压缩注水井段；实施酸化增注1口，提高水驱动用程度；实施平面调整，完善注采关系1口；加强注采分析，精细平面调水。
1、实施水井分注，压缩注水井段，培养高效井组。
2、精细平面调整，完善注采关系。
3、精细日常注采管理，加强平面动态调水，减缓含水上升速度。
五、结论与认识
1、精细构造、储层及剩余油研究是提高油藏开发水平的前提保障。
2、对目前复杂井况，可积极引进新工艺，改善水驱动用程度，提高最终采收率。
3、加强平面精细调水工作减缓油藏含水上升速度，对高含水油井认识到小层，采取挤堵、换层、水井分注等措施挖潜层间剩余油。
参考文献
[1] 谢丛姣，蔡尔范《石油开发地质学》