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[摘 要]为提高老油藏开发水平，针对胡七南断块存在问题，运用多种技术手段，提出切实可行的下步措施，提高区块的整体开发水平。
[关键词]胡七南断块 控水稳油方案 非均质油藏
中图分类号：TM723 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0252-01
1 胡七南断块开发特征
1.1 概况
胡七南断块位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶带胡状集油田的中部。油藏西侧高部位受石家集断层遮挡，东受鼻状构造圈闭控制，为断层遮挡的构造圈闭油藏。该块油藏埋深-1720m—-2800m，含油层位为沙三中6—沙三下10共分15个砂层组。含油面积2.3km2，石油地质储量761×104t（H103井区地质储量31×104t）。
1.2 开发历程及开发现状
1.2.1 开发历程
该油藏于1985年投产，开发经历弹性开发、基础井网建设、高速开发、控水稳油综合治理和重组细分治理五个阶段。开发初期油井产量较高，平均单井日产油可达24t，综合含水9.5%；随着开发深入含水上升，产量急速下降，油田开展基础井网建设，先后转注了水井17口，有效控制了含水的上升，保证了产量；为了在短时间内充分暴露注水开发的各种矛盾，88年高速开发，在该块沙三中进行了“小井距、密井网、强注强采、高速开发”试验，该方案实施后，没有达到预期效果；1991年后油藏进入控水稳油综合治理阶段，针对该层系“小井距强注强采”，以“卡、堵、调”为主，周期注水为辅，并结合单采差层实验，区块含水上升率得到有效控制；2002年11月以来油藏采取重组细分治理，将两套层系物性好、动用状况较好的小层组合成一套层系开发，中差层组合起来用一套井网进行开发，方案实施后，区块的开发效果明显好转。
1.2.2 开发现状
油藏自投入开发以来，虽然多次细分调整，但随着开发的深入，调整后新的层间矛盾就会不断暴露出来。
与之前相比较，油藏产量逐年下降，主要原因有以下二个方面：一是由于油井边水推井或注水见效后含水上升导致油量下降，二是由于井况损坏造成的油量降低。
2 編制方案所做的主要工作
2.1 精细构造研究
本次研究，充分利用现有的测井资料，进行精细地层对比及划分，结合三维地震精细解释，重点修正了胡7-14断层与胡7-20断层的走向及切割方式，重新认识了一个小断层—胡7-29断层。在此基础编制了15个砂组顶面构造井位图，并加密构造等深线至5米。通过对构造的重新认识 ，发现在S3下5、6层系北部，等深线沿石家集断层形成有局部高点，为下步该区的进一步挖潜提供了方向。
2.2 储量动用状况调查
2.2.1 储量分布及水驱动用状况调查
从小层分类动用调查结果来看，①油层厚度大，物性好，动用程度较高的I类高含水小层，目前开发水平较低，采油速度仅0.48%，但该类小层剩余可采储量达21.6×104t，占总剩余可采储量的53.7%，因此搞好I类层的治理是区块稳产的基础。②近几年来细分开发已实现了II、III类层产量的接替，目前II、III类层产量已占到总产量的52.7%。但II、III类层目前水驱动用程度仍只达到43.8%，II、III类层剩余可采储量18.6×104t，占总剩余储量的46.3%。因此继续做好区块细分开发工作，进一步提高II、III类层水驱动用程度是实现区块开发水平进一步提高的关键。
2.2.2 剩余油分布研究
从剩余油分布状况看，有以下几点认识：
①油层厚度大，物性好，动用程度较高的I类小层仍具有较大提高采收率的潜力，搞好I类层的治理仍是区块稳产的基础。
②剩余油相对集中分布的井网控制不住型、成片分布相对差油层型、构造剩余油型是下步挖潜的主要方向，主要通过完善注采和细分开发来挖掘II、III类层潜力，是实现区块上产的关键。
③滞留区型剩余油主要靠水动力学方法，通过改变液流方向来挖潜，但所占剩余储量比例小，不是下步挖潜的主要对象。
3 方案部署
3.1 部署思路
在构造及剩余油研究的基础上，针对不同开发层系、不同油藏特点及开发潜力，采取有针对性的不同治理方法。2010年方案部署思路为：在重组细分治理的基础上，继续做好井组的层间精细注采调整工作；对因井况损坏严重而造成井网不完善的区域，通过老井侧钻、大修等措施增加生产井点，进一步完善注采井网，挖掘平面剩余油；对水淹严重的I类储层通过选择适应性堵剂进行深度调剖等措施有效改善层内矛盾，扩大注水波及体积，从而提高油藏水驱动用程度；对局部发育的有较大潜力的II、III类层建立独立的注采井组，形成高效注采和产能接替。
3.2 主要做法
（1）在重组细分的基础上，继续对部分井组进行层间精细注采调整工作。
（2）通过老井侧钻、大修恢复完善部分层系注采井网。
（3）通过调驱对严重水淹的I类层进行层内挖潜。
3.3 部署结果
3.3.1 沙三中层系
1、S3中6-10好层
目前存在的主要问题一是层内矛盾突出，缺乏有效的挖潜措施，二是部分区域注采井网有待进一步完善。下步治理方向是通过大修、油井补孔、油井转注等措施进一步完善注采井网，提高水驱控制程度，同时通过水井深度调剖等措施改善层内矛盾，提高层内波及体积。
2、S3中6-10差层
目前存在的问题是重组细分治理后，差层的注水量偏低，又由于部分井井况损坏，造成局部区域注采井网不完善，开发效果较差。下步治理思路是切实加强有效注水，确保注水到层，有效提高地层能量，充分提高差层动用程度。在此基础上，通过挤堵、补孔等措施改善层间矛盾，提高层间动用程度。同时通过大修、回采等措施增加生产井点，实施转注措施完善注采井网。
3.3.1 沙三下层系
1、S3下3层系
地质储量21×104t，目前层系有油井4口，水井3口，注采井数比1：1.33，下步治理工作量的重点是水井。加大对水井的调驱工作，在充分挖掘I类储层剩余油的基础上，动用II、III储层，增加注水波及体积，提高水驱动用储量，
2、S3下4好层
主要包括S3下4上3-5及S3下4下2-5等7个砂体，储量151×104t，占S3下4层系总储量的79.6%。目前存在的主要问题是主力层已严重水淹，综合含水达98%左右，构造局部高点缺少生产井点，注采井网仍需完善。下步治理思路为：在精细构造研究的基础上，通过打侧钻井，挖掘构造高部位剩余油，同时通过采取打塞归位、补孔、回采，油井转注等措施增加生产井点，进一步完善注采井网，提高水驱动用程度，平面上采取高部位注水，拉大注采井距。
3、S3下4差层
主要包括S3下4上1、2、64下1、6-8等7个砂体，储量39×104t，占S3下4总储量的20.4%，这类小层具有物性相对较差、平面叠合性差的特点。下步主要是通过局部建立注采井网，提高水驱动用程度。
4、S3下9-10层系
地质储量16×104t。目前该层系有油井2口，水井2口，平均单井控制地质储量4×104t。由于储层物性较差，水井注水压力高，注水量偏低。下步重点工作是在注水好的情况下，通过实施水井补孔、填砂等措施，提高水驱控制及动用程度，挖掘平面及层间的剩余油。
作者简介
陈曦（1981-）女，汉，山东莒南县人，工程师，主要从事油田开发工作。
[关键词]胡七南断块 控水稳油方案 非均质油藏
中图分类号：TM723 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0252-01
1 胡七南断块开发特征
1.1 概况
胡七南断块位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶带胡状集油田的中部。油藏西侧高部位受石家集断层遮挡，东受鼻状构造圈闭控制，为断层遮挡的构造圈闭油藏。该块油藏埋深-1720m—-2800m，含油层位为沙三中6—沙三下10共分15个砂层组。含油面积2.3km2，石油地质储量761×104t（H103井区地质储量31×104t）。
1.2 开发历程及开发现状
1.2.1 开发历程
该油藏于1985年投产，开发经历弹性开发、基础井网建设、高速开发、控水稳油综合治理和重组细分治理五个阶段。开发初期油井产量较高，平均单井日产油可达24t，综合含水9.5%；随着开发深入含水上升，产量急速下降，油田开展基础井网建设，先后转注了水井17口，有效控制了含水的上升，保证了产量；为了在短时间内充分暴露注水开发的各种矛盾，88年高速开发，在该块沙三中进行了“小井距、密井网、强注强采、高速开发”试验，该方案实施后，没有达到预期效果；1991年后油藏进入控水稳油综合治理阶段，针对该层系“小井距强注强采”，以“卡、堵、调”为主，周期注水为辅，并结合单采差层实验，区块含水上升率得到有效控制；2002年11月以来油藏采取重组细分治理，将两套层系物性好、动用状况较好的小层组合成一套层系开发，中差层组合起来用一套井网进行开发，方案实施后，区块的开发效果明显好转。
1.2.2 开发现状
油藏自投入开发以来，虽然多次细分调整，但随着开发的深入，调整后新的层间矛盾就会不断暴露出来。
与之前相比较，油藏产量逐年下降，主要原因有以下二个方面：一是由于油井边水推井或注水见效后含水上升导致油量下降，二是由于井况损坏造成的油量降低。
2 編制方案所做的主要工作
2.1 精细构造研究
本次研究，充分利用现有的测井资料，进行精细地层对比及划分，结合三维地震精细解释，重点修正了胡7-14断层与胡7-20断层的走向及切割方式，重新认识了一个小断层—胡7-29断层。在此基础编制了15个砂组顶面构造井位图，并加密构造等深线至5米。通过对构造的重新认识 ，发现在S3下5、6层系北部，等深线沿石家集断层形成有局部高点，为下步该区的进一步挖潜提供了方向。
2.2 储量动用状况调查
2.2.1 储量分布及水驱动用状况调查
从小层分类动用调查结果来看，①油层厚度大，物性好，动用程度较高的I类高含水小层，目前开发水平较低，采油速度仅0.48%，但该类小层剩余可采储量达21.6×104t，占总剩余可采储量的53.7%，因此搞好I类层的治理是区块稳产的基础。②近几年来细分开发已实现了II、III类层产量的接替，目前II、III类层产量已占到总产量的52.7%。但II、III类层目前水驱动用程度仍只达到43.8%，II、III类层剩余可采储量18.6×104t，占总剩余储量的46.3%。因此继续做好区块细分开发工作，进一步提高II、III类层水驱动用程度是实现区块开发水平进一步提高的关键。
2.2.2 剩余油分布研究
从剩余油分布状况看，有以下几点认识：
①油层厚度大，物性好，动用程度较高的I类小层仍具有较大提高采收率的潜力，搞好I类层的治理仍是区块稳产的基础。
②剩余油相对集中分布的井网控制不住型、成片分布相对差油层型、构造剩余油型是下步挖潜的主要方向，主要通过完善注采和细分开发来挖掘II、III类层潜力，是实现区块上产的关键。
③滞留区型剩余油主要靠水动力学方法，通过改变液流方向来挖潜，但所占剩余储量比例小，不是下步挖潜的主要对象。
3 方案部署
3.1 部署思路
在构造及剩余油研究的基础上，针对不同开发层系、不同油藏特点及开发潜力，采取有针对性的不同治理方法。2010年方案部署思路为：在重组细分治理的基础上，继续做好井组的层间精细注采调整工作；对因井况损坏严重而造成井网不完善的区域，通过老井侧钻、大修等措施增加生产井点，进一步完善注采井网，挖掘平面剩余油；对水淹严重的I类储层通过选择适应性堵剂进行深度调剖等措施有效改善层内矛盾，扩大注水波及体积，从而提高油藏水驱动用程度；对局部发育的有较大潜力的II、III类层建立独立的注采井组，形成高效注采和产能接替。
3.2 主要做法
（1）在重组细分的基础上，继续对部分井组进行层间精细注采调整工作。
（2）通过老井侧钻、大修恢复完善部分层系注采井网。
（3）通过调驱对严重水淹的I类层进行层内挖潜。
3.3 部署结果
3.3.1 沙三中层系
1、S3中6-10好层
目前存在的主要问题一是层内矛盾突出，缺乏有效的挖潜措施，二是部分区域注采井网有待进一步完善。下步治理方向是通过大修、油井补孔、油井转注等措施进一步完善注采井网，提高水驱控制程度，同时通过水井深度调剖等措施改善层内矛盾，提高层内波及体积。
2、S3中6-10差层
目前存在的问题是重组细分治理后，差层的注水量偏低，又由于部分井井况损坏，造成局部区域注采井网不完善，开发效果较差。下步治理思路是切实加强有效注水，确保注水到层，有效提高地层能量，充分提高差层动用程度。在此基础上，通过挤堵、补孔等措施改善层间矛盾，提高层间动用程度。同时通过大修、回采等措施增加生产井点，实施转注措施完善注采井网。
3.3.1 沙三下层系
1、S3下3层系
地质储量21×104t，目前层系有油井4口，水井3口，注采井数比1：1.33，下步治理工作量的重点是水井。加大对水井的调驱工作，在充分挖掘I类储层剩余油的基础上，动用II、III储层，增加注水波及体积，提高水驱动用储量，
2、S3下4好层
主要包括S3下4上3-5及S3下4下2-5等7个砂体，储量151×104t，占S3下4层系总储量的79.6%。目前存在的主要问题是主力层已严重水淹，综合含水达98%左右，构造局部高点缺少生产井点，注采井网仍需完善。下步治理思路为：在精细构造研究的基础上，通过打侧钻井，挖掘构造高部位剩余油，同时通过采取打塞归位、补孔、回采，油井转注等措施增加生产井点，进一步完善注采井网，提高水驱动用程度，平面上采取高部位注水，拉大注采井距。
3、S3下4差层
主要包括S3下4上1、2、64下1、6-8等7个砂体，储量39×104t，占S3下4总储量的20.4%，这类小层具有物性相对较差、平面叠合性差的特点。下步主要是通过局部建立注采井网，提高水驱动用程度。
4、S3下9-10层系
地质储量16×104t。目前该层系有油井2口，水井2口，平均单井控制地质储量4×104t。由于储层物性较差，水井注水压力高，注水量偏低。下步重点工作是在注水好的情况下，通过实施水井补孔、填砂等措施，提高水驱控制及动用程度，挖掘平面及层间的剩余油。
作者简介
陈曦（1981-）女，汉，山东莒南县人，工程师，主要从事油田开发工作。