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摘要：本文主要研究了温米油田米登区块油藏的地质特征和开发中存在的问题，并针对性的制定了综合治理方案，方案实施后油井利用率，水井利用率都得到提升，储层利用率上升，年自然递减率控制在10%以内，区块开发形势好转。
关键词：油田储藏;治理方案;自然递减率
一、米登区块基本情况
（一）油藏地质特征
1、地质特征
构造为一顶部平缓、北缓南陡、两翼不对称的断背斜，长轴呈北东向展布，长约4.0km，短轴约2.0km，长短轴之比2.0，背斜北翼倾角7°，南翼倾角14°，东端有一鞍部与丘东构造相接，背斜南翼被米登断层切割，形成断层遮挡气藏，七克台组底圈闭面积8.0km2，闭合幅度75m，褶皱系数0.04，高点位于米55井附近，海拔-2035m。储层为中侏罗统砂泥岩组合，厚度250-340m，为辫状河三角洲沉积体系。砂岩储集空间主要为粒间孔、粒间溶孔，裂缝不发育，以中-低孔、低渗储层为主，非均质性严重，油层连通性差。
2、储层特征
米登区块的储集层是中侏罗统三间房组以及西山窑组的陆相砂岩，三间房组为其主力含油层系，主要盖层为七克台组的暗色泥岩和西山窑组上部的杂色泥岩。油水两相渗流区窄，油相渗透率随含水饱和度的增大急剧下降，储层渗流具有非达西渗流特征;水驱前缘和前缘后平均含水饱和度差值较小，水驱油呈近活塞式驱动特征;油井见水后，采液能力大幅度下降，进入高含水期后，产液能力上升有限。区块含油面积4.2km2，石油地质储量379.88×104t。区块分为上下两套油水系统，上油组油水界面-2180m，下油组油水界面-2280m。
（二）区块开发历程与现状
米登区块1993年投入开发，当年底开始注水，历经4年高产期后，随着主力层见水，产液量和产油量大幅下降。之后对油井进行补层封水等措施，液量下降，油量没有得到有效接替，产量持续下降。2010-2012年对区块西部进行加密调整，取得一定效果，但是递减快，目前区块进入低速高含水开发阶段。截止目前累计注采比1.43，地质储量采油速度0.12%，地质储量采出程度19.9%，综合含水94.8%。
二、目前开发存在的问题
（一）注采井距过大，无法形成有效驱替压力梯度
区块含油面积内油水井总数58口，其中油井37口，水井21口，注采井数比1：1.76。目前平均注采井距269m，井网密度14口/平方千米。区块西部2010-2013年井网调整后井距缩小，中部和东部基本为基础井网，注采井距达359m。历年来不稳定试井分析得出米登区块水驱半径和泄油半径均小于目前注采井距之半，目前区块注采井距过大，未达到形成有效驱替的注采井网要求。
米登西块局部平均井距200m，最小注采井距130m，注采反应相对比较明显;150m井距下见效时间90天，见水时间150天。但因注水强度过大（注水强度5m3/d.m），油井快速水淹，因此米登区块合理注采井距应控制在200米。
对米登区块有注水对应的油层进行见效见水情况分析，共分析油层89层，目前见效层32层，另有7个层见效未见水，合计见效层39层，占43.8%。未见效层占56.2%，比例过大;分析89个小层见效见水周期，见水周期平均1280天，水线推进速度0.3m/d，水淹周期2356天，见水周期较长。
（二）单向水驱和无水驱所占比例大
区块共有水井21口，开井13口，水井利用率62%，水驱控制程度74.1%，除去套损报废井和套变无法注水层后，区块实际水驱控制程度59.2%，实际水驱控制程度大于70%的仅5个小层，现注采井网下，油井见水后调控手段受限。
（三）储量动用程度高，储层利用率低
区块油层厚度射开程度已达97%。已射油层、差油层、油水同层总计210层，累计厚度1369m，已射开层层数利用率为33.8%，厚度利用率为32.9 %。区块油井已射油层、差油层、油水同层总计122层，生产34层，停产88层，停产层中低产液占比62.5%。
三、米登区块综合治理方案
（一）精细地层对比，预测井间储层
在层序地层分析基础上，结合测井曲线特征，共确定了6个对比标志：3个主要标志，3个辅助标志，共编制完成16条单砂体对比剖面，其中6条近东西向剖面，10条近南北向剖面，以标志层为依据，按沉积旋回逐级进行等时地层对比。在砂层组等时地层格架控制下，综合考虑沉积旋回的组合变化，建立小层等时地层格架。在小层划分对比的基础上进行了单砂层的识别和细分。主要以泥岩段或夹层段为界线进行细分。顺河道方向，砂体连续性较好，河道侧向搭接的概率大。垂直河道方向，砂体连续性较差。米登区块三间房油藏划分为上、下两个油组，四个砂层组，共个24小层。
结合砂体等厚图看，米登区块以东南物源方向发育多条河道，主力层河道连片发育，非主力层主要发育单河道;顺河道方向砂体发育相对连通稳定;垂直河道方向，多期河道搭接、切叠。
（二）分层注采量化，确定前缘范围
重新计算井组存水量，刻画水驱前缘，修正油水分布图。结合动态分析，确定水驱前缘、波及面积。
（三）逐层复算储量，寻找剩余油潜力
2000年上报米登区块三间房组油藏储量379.88万吨，本次对三间房油藏石油地质储量进行了复算，核算地质储量367万吨，采出程度20.36%。从米登区块分层采出程度对比图看，部分储层采出程度超过30%，远大于米登区块整体采出程度，部分储层采出程度较低，层间差异较大。区块s12-1、s13-3、s21-2、s22-1四个小层采出程度低，剩余油潜力富集。以新绘制的24张油水分布图为基础，分层分类对剩余油分布状况进行了量化和评价。
四、实施效果
通过实施综合治理方案，油井利用率由目前40.5%提高至86%，水井利用率由目前68.2%提高至96.5%;水驅控制程度由目前74.1%提高至85.5%;储层利用率由目前33.7%上升到70.1%;年自然递减率控制在10%以内，区块开发形势好转。
根据方案部署，总共新钻采油井15口，通过2年实施，新井平均单井产能5.0t/d，总共新建产能2.6×104t;预测10年后地质储量采出程度达到24.19%，采油速度0.13%。
五、结论
通过编制并实施米登区块综合治理方案，对剩余油分布加以分类，挖掘各类剩余油潜力，剩余油分布规律认识更加深入;通过研究见效见水规律，增强了注水调控的预计性和针对性;水淹层补层是未来米登区块的主要措施方向，温西10-33测井解释为强水淹层补层出油，证实通过正确的油藏动态认识，可以提高水淹层的措施有效率。
参考文献：
[1]李庆彤，李凡磊，康玉阳，et al.富民油田油井综合治理工艺研究[J].石油化工应用，2018（6）.
[2]李军建，林艳波，李亚玲，et al.姬塬油田低产低效井综合治理研究[J].石油化工应用，2016，35（10）：60-65.
关键词：油田储藏;治理方案;自然递减率
一、米登区块基本情况
（一）油藏地质特征
1、地质特征
构造为一顶部平缓、北缓南陡、两翼不对称的断背斜，长轴呈北东向展布，长约4.0km，短轴约2.0km，长短轴之比2.0，背斜北翼倾角7°，南翼倾角14°，东端有一鞍部与丘东构造相接，背斜南翼被米登断层切割，形成断层遮挡气藏，七克台组底圈闭面积8.0km2，闭合幅度75m，褶皱系数0.04，高点位于米55井附近，海拔-2035m。储层为中侏罗统砂泥岩组合，厚度250-340m，为辫状河三角洲沉积体系。砂岩储集空间主要为粒间孔、粒间溶孔，裂缝不发育，以中-低孔、低渗储层为主，非均质性严重，油层连通性差。
2、储层特征
米登区块的储集层是中侏罗统三间房组以及西山窑组的陆相砂岩，三间房组为其主力含油层系，主要盖层为七克台组的暗色泥岩和西山窑组上部的杂色泥岩。油水两相渗流区窄，油相渗透率随含水饱和度的增大急剧下降，储层渗流具有非达西渗流特征;水驱前缘和前缘后平均含水饱和度差值较小，水驱油呈近活塞式驱动特征;油井见水后，采液能力大幅度下降，进入高含水期后，产液能力上升有限。区块含油面积4.2km2，石油地质储量379.88×104t。区块分为上下两套油水系统，上油组油水界面-2180m，下油组油水界面-2280m。
（二）区块开发历程与现状
米登区块1993年投入开发，当年底开始注水，历经4年高产期后，随着主力层见水，产液量和产油量大幅下降。之后对油井进行补层封水等措施，液量下降，油量没有得到有效接替，产量持续下降。2010-2012年对区块西部进行加密调整，取得一定效果，但是递减快，目前区块进入低速高含水开发阶段。截止目前累计注采比1.43，地质储量采油速度0.12%，地质储量采出程度19.9%，综合含水94.8%。
二、目前开发存在的问题
（一）注采井距过大，无法形成有效驱替压力梯度
区块含油面积内油水井总数58口，其中油井37口，水井21口，注采井数比1：1.76。目前平均注采井距269m，井网密度14口/平方千米。区块西部2010-2013年井网调整后井距缩小，中部和东部基本为基础井网，注采井距达359m。历年来不稳定试井分析得出米登区块水驱半径和泄油半径均小于目前注采井距之半，目前区块注采井距过大，未达到形成有效驱替的注采井网要求。
米登西块局部平均井距200m，最小注采井距130m，注采反应相对比较明显;150m井距下见效时间90天，见水时间150天。但因注水强度过大（注水强度5m3/d.m），油井快速水淹，因此米登区块合理注采井距应控制在200米。
对米登区块有注水对应的油层进行见效见水情况分析，共分析油层89层，目前见效层32层，另有7个层见效未见水，合计见效层39层，占43.8%。未见效层占56.2%，比例过大;分析89个小层见效见水周期，见水周期平均1280天，水线推进速度0.3m/d，水淹周期2356天，见水周期较长。
（二）单向水驱和无水驱所占比例大
区块共有水井21口，开井13口，水井利用率62%，水驱控制程度74.1%，除去套损报废井和套变无法注水层后，区块实际水驱控制程度59.2%，实际水驱控制程度大于70%的仅5个小层，现注采井网下，油井见水后调控手段受限。
（三）储量动用程度高，储层利用率低
区块油层厚度射开程度已达97%。已射油层、差油层、油水同层总计210层，累计厚度1369m，已射开层层数利用率为33.8%，厚度利用率为32.9 %。区块油井已射油层、差油层、油水同层总计122层，生产34层，停产88层，停产层中低产液占比62.5%。
三、米登区块综合治理方案
（一）精细地层对比，预测井间储层
在层序地层分析基础上，结合测井曲线特征，共确定了6个对比标志：3个主要标志，3个辅助标志，共编制完成16条单砂体对比剖面，其中6条近东西向剖面，10条近南北向剖面，以标志层为依据，按沉积旋回逐级进行等时地层对比。在砂层组等时地层格架控制下，综合考虑沉积旋回的组合变化，建立小层等时地层格架。在小层划分对比的基础上进行了单砂层的识别和细分。主要以泥岩段或夹层段为界线进行细分。顺河道方向，砂体连续性较好，河道侧向搭接的概率大。垂直河道方向，砂体连续性较差。米登区块三间房油藏划分为上、下两个油组，四个砂层组，共个24小层。
结合砂体等厚图看，米登区块以东南物源方向发育多条河道，主力层河道连片发育，非主力层主要发育单河道;顺河道方向砂体发育相对连通稳定;垂直河道方向，多期河道搭接、切叠。
（二）分层注采量化，确定前缘范围
重新计算井组存水量，刻画水驱前缘，修正油水分布图。结合动态分析，确定水驱前缘、波及面积。
（三）逐层复算储量，寻找剩余油潜力
2000年上报米登区块三间房组油藏储量379.88万吨，本次对三间房油藏石油地质储量进行了复算，核算地质储量367万吨，采出程度20.36%。从米登区块分层采出程度对比图看，部分储层采出程度超过30%，远大于米登区块整体采出程度，部分储层采出程度较低，层间差异较大。区块s12-1、s13-3、s21-2、s22-1四个小层采出程度低，剩余油潜力富集。以新绘制的24张油水分布图为基础，分层分类对剩余油分布状况进行了量化和评价。
四、实施效果
通过实施综合治理方案，油井利用率由目前40.5%提高至86%，水井利用率由目前68.2%提高至96.5%;水驅控制程度由目前74.1%提高至85.5%;储层利用率由目前33.7%上升到70.1%;年自然递减率控制在10%以内，区块开发形势好转。
根据方案部署，总共新钻采油井15口，通过2年实施，新井平均单井产能5.0t/d，总共新建产能2.6×104t;预测10年后地质储量采出程度达到24.19%，采油速度0.13%。
五、结论
通过编制并实施米登区块综合治理方案，对剩余油分布加以分类，挖掘各类剩余油潜力，剩余油分布规律认识更加深入;通过研究见效见水规律，增强了注水调控的预计性和针对性;水淹层补层是未来米登区块的主要措施方向，温西10-33测井解释为强水淹层补层出油，证实通过正确的油藏动态认识，可以提高水淹层的措施有效率。
参考文献：
[1]李庆彤，李凡磊，康玉阳，et al.富民油田油井综合治理工艺研究[J].石油化工应用，2018（6）.
[2]李军建，林艳波，李亚玲，et al.姬塬油田低产低效井综合治理研究[J].石油化工应用，2016，35（10）：60-65.