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【摘 要】卫22块1982年投入开发，到2017年12月，油藏整体已进入特高含水、特高采出期。出现井况变差、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题。为进一步提高采收率，开展了综合治理方案研究。通过精细地层对比和高精度三维地震精细解释，进一步对储层、构造再认识，搞清了下步潜力分布，科学调整流场，开发效果得到明显改善.
【关键词】特高含水期;剩余油;流线;流场;挖潜调整
1 研究背景
卫22块位于卫城构造北端，区域构造属东濮凹陷中央隆起带北部，是一个常温常压、低渗透、复杂断块油藏。含油层位沙三中6-7砂组和沙三下1-10砂组，含油面积3.6Km2，石油地质储量496.87×104t。1982年投入正式开发，经历了产能建设阶段、注采完善高产稳产阶段、滚动增储，注采调整上产稳产阶段、综合治理稳产阶段、井况影响产量递减阶段五个开发阶段。到2017年12月，综合含水94.05%，采出程度51.40%，油藏整体已进入特高含水、特高采出期。出现井况变差、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题。为进一步提高采收率，保持区块高效开发，2018年初开展了综合治理方案研究。
2 研究内容
针对油藏开发中出现的井况变差、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题，主要开展了以下几项研究：
2.1 沉积微相研究：以前沉积微相研究只是分析到小层，本次沉积微相研究细化到单砂体。在高分辨率层序地层学研究的基础上，通过岩心观察和描述，结合大量的测井、录井、分析化驗等资料，在单井相分析、连井对比相分析的基础上，结合砂体平面分布特征对卫22块的沉积相分布特征进行了综合表征，建立了研究区沙三下亚段的水进型三角洲沉积模型。
2.2 微构造解释研究：卫22块已进入开发中后期，井网密，井点多，具备了精细研究油层构造细微变化的有利条件。采用以稳定的泥岩为划分标志层，以小层为划分单元，逐层分析，逐段对比，并进一步细化了作图单元，利用测井资料，录取了各小层的井深数据，对每口井的补心高度、海拔高度及井斜进行了校正，最终以10米等高线间距绘制了卫22区块10个砂组的顶面构造图。加深认识地下油水运动规律及开发中后期的油水分布情况。
2.3 剩余油精细研究：在沉积微相研究、微构造研究的基础上开展剩余油分布及定量描述研究，得出：油藏的可动油高值区域一般存在于砂岩尖灭区、井况损坏区和构造周边富油区，并大多呈分散状、片状、连续状分布。计算求取了不同控制类型控制可动油储量、不同含水级别下油层控制可动油储量、不同沉积微相类型下油层制可动油储量。
2.4 调流场技术研究：依据剩余油精细研究结果，按照剩余可动油分布模式采取不同的流场调整方式，通过新建流线、恢复流场、控制主流线区、加强非主流线区，充分发挥各类储层潜力，实现层间最大动用。
2.5 综合治理方案研究：针对目前开发存在的问题，理清了下步综合治理思路。在精细研究的基础上，恢复、完善局部注采井网，合理优化注采层段，精细注采调配，不断提高水驱效率。制定了具体对策，部署下步综合治理工作量23井次，结合沉积微相及剩余油研究部署调流场78井次。实现进一步提高采收率，保持区块高效开发的目的。
3 现场应用情况
共实施油井措施8井次，水井实施7井次，合计15井次。精细水井调配68井次，油水井措施见效累增油2586t，增加水驱控制储量12.6×104t，增加水驱动用储量8.5×104t。可采储量增加4.49×104t，采收率提高0.9%;自然递减从2017年的11.41%下降到2018年的-3.59%，下降15.0个百分点;综合递减从2017年的10.78%下降到2018年的-6.33%，下降17.11个百分点。
3.1 通过部署调整井、大修井恢复完善注采井网
在构造、储层精细研究的基础上，实施方案调整井2口（卫22-101、卫22-102），大修井2口，提高了储量动用。增加水驱控制储量12.6×104t，增加水驱动用储量8.5×104t，增加可采储量4.49×104t，措施后年增油886.5t。如：卫22-101井钻遇油层20m/7n，低产油层10.7m/7n，油水同层10.2m/5n。2018年6月2日投产沙三下1-2，油、干层19米/11层，初期自喷，日产油14.3t，含水20%。
3.2 水井重组细分等手段优化注水井段，油井见效提液、补孔不断提高分层动用
开展差异性挖潜，水井重组细分、欠注层增注及油井见效提液等，提高优势层段水驱动用。共实施油水井措施工作量11口，其中油井4口，水井7口，措施后累增油747.7t。针对潜力欠注井，通过酸化强化注水，补充地层能量。如卫22-30井对应2口油井，由于注水压力高，注水困难，为了改善注水状况，对该井进行分层酸化，加强沙三下4-6注水，措施后注水压力下降15Mpa，增注30m3;在单砂体精细刻画、精细剩余油研究的基础上，水井卫22-51填砂强水淹层系沙三下2-4，补孔沙三下1，挖潜同相带近断层剩余油。
3.3 精细注采调配，不断开展流线流场调整，提高水驱油效率。
卫22块储层非均质性较强，原有的流场与剩余油分布适应性逐步变差，剩余油富集区流场缺失及弱势流场见效差，而优势流场区低效循环，驱油效率低，针对这些问题，开展变流线、调流场。通过日常动态调配以及优选井组实施变强度注水改变流线，共实施调水68井次，其中8井组见效显著，年累增油1175.3t，取得了较好的效果。
4 开发效果评价
4.1 增加水驱控制储量12.6×104t，增加水驱动用储量8.5×104t。可采储量增加4.49×104t，采收率提高0.9%。
4.2 在采出程度高达50.58%的情况下，采油速度保持在0.54%以上，剩余可采速度14.2%以上，继续保持高速开发。
4.3 年累措施及见效增油2586t。
4.4 自然递减下降15.0个百分点;综合递减下降17.11个百分点。
5 结论与认识
5.1 探索出了一套适合低渗特高含水期区块综合治理调整技术，对同类油藏具有较强的参考和借鉴作用。
5.2 不断开展剩余油分布规律研究，认清区块剩余油分布状况是改善开发效果的关键。
5.3 认清平面及层间矛盾，开展调流场，重分细分层系，均衡驱替，是低渗透油藏开发后期保持高效开发的有效手段。
参考文献：
[1] 王忠和等.优势流场研究.2015年;
[2] 胡望水等.卫22块单砂体精细刻画及水驱潜力研究.2015年.
（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）
【关键词】特高含水期;剩余油;流线;流场;挖潜调整
1 研究背景
卫22块位于卫城构造北端，区域构造属东濮凹陷中央隆起带北部，是一个常温常压、低渗透、复杂断块油藏。含油层位沙三中6-7砂组和沙三下1-10砂组，含油面积3.6Km2，石油地质储量496.87×104t。1982年投入正式开发，经历了产能建设阶段、注采完善高产稳产阶段、滚动增储，注采调整上产稳产阶段、综合治理稳产阶段、井况影响产量递减阶段五个开发阶段。到2017年12月，综合含水94.05%，采出程度51.40%，油藏整体已进入特高含水、特高采出期。出现井况变差、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题。为进一步提高采收率，保持区块高效开发，2018年初开展了综合治理方案研究。
2 研究内容
针对油藏开发中出现的井况变差、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题，主要开展了以下几项研究：
2.1 沉积微相研究：以前沉积微相研究只是分析到小层，本次沉积微相研究细化到单砂体。在高分辨率层序地层学研究的基础上，通过岩心观察和描述，结合大量的测井、录井、分析化驗等资料，在单井相分析、连井对比相分析的基础上，结合砂体平面分布特征对卫22块的沉积相分布特征进行了综合表征，建立了研究区沙三下亚段的水进型三角洲沉积模型。
2.2 微构造解释研究：卫22块已进入开发中后期，井网密，井点多，具备了精细研究油层构造细微变化的有利条件。采用以稳定的泥岩为划分标志层，以小层为划分单元，逐层分析，逐段对比，并进一步细化了作图单元，利用测井资料，录取了各小层的井深数据，对每口井的补心高度、海拔高度及井斜进行了校正，最终以10米等高线间距绘制了卫22区块10个砂组的顶面构造图。加深认识地下油水运动规律及开发中后期的油水分布情况。
2.3 剩余油精细研究：在沉积微相研究、微构造研究的基础上开展剩余油分布及定量描述研究，得出：油藏的可动油高值区域一般存在于砂岩尖灭区、井况损坏区和构造周边富油区，并大多呈分散状、片状、连续状分布。计算求取了不同控制类型控制可动油储量、不同含水级别下油层控制可动油储量、不同沉积微相类型下油层制可动油储量。
2.4 调流场技术研究：依据剩余油精细研究结果，按照剩余可动油分布模式采取不同的流场调整方式，通过新建流线、恢复流场、控制主流线区、加强非主流线区，充分发挥各类储层潜力，实现层间最大动用。
2.5 综合治理方案研究：针对目前开发存在的问题，理清了下步综合治理思路。在精细研究的基础上，恢复、完善局部注采井网，合理优化注采层段，精细注采调配，不断提高水驱效率。制定了具体对策，部署下步综合治理工作量23井次，结合沉积微相及剩余油研究部署调流场78井次。实现进一步提高采收率，保持区块高效开发的目的。
3 现场应用情况
共实施油井措施8井次，水井实施7井次，合计15井次。精细水井调配68井次，油水井措施见效累增油2586t，增加水驱控制储量12.6×104t，增加水驱动用储量8.5×104t。可采储量增加4.49×104t，采收率提高0.9%;自然递减从2017年的11.41%下降到2018年的-3.59%，下降15.0个百分点;综合递减从2017年的10.78%下降到2018年的-6.33%，下降17.11个百分点。
3.1 通过部署调整井、大修井恢复完善注采井网
在构造、储层精细研究的基础上，实施方案调整井2口（卫22-101、卫22-102），大修井2口，提高了储量动用。增加水驱控制储量12.6×104t，增加水驱动用储量8.5×104t，增加可采储量4.49×104t，措施后年增油886.5t。如：卫22-101井钻遇油层20m/7n，低产油层10.7m/7n，油水同层10.2m/5n。2018年6月2日投产沙三下1-2，油、干层19米/11层，初期自喷，日产油14.3t，含水20%。
3.2 水井重组细分等手段优化注水井段，油井见效提液、补孔不断提高分层动用
开展差异性挖潜，水井重组细分、欠注层增注及油井见效提液等，提高优势层段水驱动用。共实施油水井措施工作量11口，其中油井4口，水井7口，措施后累增油747.7t。针对潜力欠注井，通过酸化强化注水，补充地层能量。如卫22-30井对应2口油井，由于注水压力高，注水困难，为了改善注水状况，对该井进行分层酸化，加强沙三下4-6注水，措施后注水压力下降15Mpa，增注30m3;在单砂体精细刻画、精细剩余油研究的基础上，水井卫22-51填砂强水淹层系沙三下2-4，补孔沙三下1，挖潜同相带近断层剩余油。
3.3 精细注采调配，不断开展流线流场调整，提高水驱油效率。
卫22块储层非均质性较强，原有的流场与剩余油分布适应性逐步变差，剩余油富集区流场缺失及弱势流场见效差，而优势流场区低效循环，驱油效率低，针对这些问题，开展变流线、调流场。通过日常动态调配以及优选井组实施变强度注水改变流线，共实施调水68井次，其中8井组见效显著，年累增油1175.3t，取得了较好的效果。
4 开发效果评价
4.1 增加水驱控制储量12.6×104t，增加水驱动用储量8.5×104t。可采储量增加4.49×104t，采收率提高0.9%。
4.2 在采出程度高达50.58%的情况下，采油速度保持在0.54%以上，剩余可采速度14.2%以上，继续保持高速开发。
4.3 年累措施及见效增油2586t。
4.4 自然递减下降15.0个百分点;综合递减下降17.11个百分点。
5 结论与认识
5.1 探索出了一套适合低渗特高含水期区块综合治理调整技术，对同类油藏具有较强的参考和借鉴作用。
5.2 不断开展剩余油分布规律研究，认清区块剩余油分布状况是改善开发效果的关键。
5.3 认清平面及层间矛盾，开展调流场，重分细分层系，均衡驱替，是低渗透油藏开发后期保持高效开发的有效手段。
参考文献：
[1] 王忠和等.优势流场研究.2015年;
[2] 胡望水等.卫22块单砂体精细刻画及水驱潜力研究.2015年.
（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）