摘要：海南油田主力油层动用程度已达到80%，动用程度较高，目前剩余层基本上为处于构造低部位且测井解释较差的低品位层，导致了近年来调补层挖潜措施效果逐年变差。通过对低部位油层的挖潜，有效改善了部分油井低产低液的矛盾状况，完善了井组的注采对应关系，提高了井组的水驱效率。
关键词：低部位油层;剩余油分布;油水关系
1.概况
海南3断块属于海油陆采，采用人工砂石平台、丛式定向斜井开发，其地理位置处于辽东湾北部浅海滩涂区域，在构造上处于辽河盆地南端、海月构造带北端。构造较破碎，主要发育北东—南西走向2条主干断层，同时内部发育12条小次级断层，将该区块分割成11个四级构造单元。开发层位为新生界下第三系的东营组。含油、气井段长度300-330m，发育45个含油砂体，油层厚度1-5米之间，普遍小于2米。
2.存在的主要问题
一是海南3断块经过20多年的注水开发，水驱效果逐渐变差，由于储层物性差异大，导致了平面、层间、层内三大矛盾更加严重，水驱受效不均，在油井上表现为产液量、含水两极分化十分普遍且严重。
二是主力油层的动用程度已高达80%，目前剩余层基本上为处于构造低部位且测井解释较差的低电阻低品位层，导致了近年来调补层挖潜措施效果逐年变差，平均单井年措施累增油从500多吨降至目前的不到200吨。
3.油田水淹现状研究与低部位油层潜力分析
通过扩边开发，海南3断块含水率基本稳定，根据各年新井投产状况看，开发层位均为主力油层，基本不含水，含水上升率较慢，大部分井低含水期较长，后期主要为注水受效，导致含水率上升。海南油田具有统一的油水界面，但经过24年开发，各砂岩组动用程度及边水能量不同影响，不同井区的油水界面出现了明显的差异。如海南19-25井区、海南27-15井区油水界面分别上升至-2306.5m和-2303.4m。由于次级断层作用，四级断块内油水界面并不统一，而低部位储层油水界面并未确定，经过分析认为，海南3断块含水上升率上升较快，主要为注水开发后注水受效所致，扩边井未探到边缘，地层能量为原始地层压力的96%，具有挖潜潜力;同时构造边部及四级断块内构造高部位的非主力油层，受四级断层控制，微构造略抬高，局部油水界面不统一，低部位储层具有一定潜力。
4.低部位油层挖潜实施效果
主要选取低产井、长停井作为实施对象，对构造低部弱水淹区域储层开展小层对比分析，复查“三老资料”，最终选取海南13-5、9-7井作为先期实施对象。
海南13-5井生产层位为东三段，从2507.6-2659m有良好的油气显示，潜力分析如下：
1）剩余油层潜力分析
从测井资料看，目前剩余油层、低产油层和油水同层共29m/13层，通过四性关系分析，同时结合测井、录井资料进行综合论证如下：
（1）含油级别与主力油层接近。从录井资料看，剩余油层含油砂岩岩性圴为浅色荧光粉砂岩、浅色油迹粉砂岩，含油级别与主力油层岩性、荧光显示级别差异不大;
（2）油层厚度、含油饱和度相对较高。剩余潜力层最薄的0.5m，最厚的4.9米，一般厚度2.0-3.0m;含油饱和度平均21.5%，最高59.2%，具有一定的物质基础;
（3）电阻率、声波时差相对较高。根据资料证实，海南1 块油层电阻率≥6欧姆、声波时差≥280.0 us/m的油层均出油且生产效果较好。而剩余油层电阻率一般6.0-14.0Ω.m，声波时差平均283.6 us/m，最高317.3 us/m，未动用差油层仍具有较大的潜力。
通过分析，认为剩余油层中9、10、31-35号层具有较高的潜力。
2）临井对比分析
一是测井及录井资料参数对比。海南13-5井测井电阻率，声波时差、渗透率、含油饱和度等参数与海南12-10井对应层位相当，但录井荧光级别稍低;与海南11-7井测井及录井资料参数接近。
二是生产情况分析。海南13-5井剩余潜力层31-35号，其相邻井对应层位射开后，初期日产油49t、日产气5000m3。而下部的46号小层试采出水，水性分析结论为地层水，构造高度为-2351.5m，为油水界面处。
三是构造高度对比。海南13-5井3油组比海南11-7井低15m，比海南12-10井高9m。由于海南11-7井65号小层出油，构造位置-2345.4m，而66号小层生产出水，构造位置为-2351.5m。分析认为海南13-5井31、32、33层与海南11-7井61、62、63小层对应，13-5井33号层构造高度为-2343.2m比11-7井65号层高2.2m所以应是油层，具有一定的潜力，而13-5井35号小层构造高度-2356.1接近油水界面，因此35-38号层生產风险较大。
综合上述分析，对海南13-5井剩余潜力油层进行优化筛选后实施补层作业，层位d3Ⅲ33-2d3Ⅲ41-1，措施后日产油10.5t，对比日增油7.5 t，累计增油3600余吨。
海南9-7井与2009年9月投产，生产层位东三段，初期日产油20.5吨，生产两年后日产液逐渐下降，目前低产低液间开生产。通过对该井与临井物性、构造高度对比后认为，该井物性条件较好，且为局部构造高部位，低部位储层极为发育。经过分析对海南9-7井补层合采，层位d3Ⅲ33-41，初期日产油11.0吨，日增油9吨，累计增油2890吨。
5.结论与认识
海南油田主力油层目前已基本上开发殆尽，剩余油层均为厚度薄、物性差、油水关系比较复杂的非主力油层，因此，通过对低部位低品位储层挖潜的成功，为该油田下步剩余油层挖潜工作打开了新的局面，取得认识如下：
一是精细油藏地质分析为剩余油层挖潜、油层动态分析提供了理论依据。
二是扩边井未探到边缘，地层能量为原始地层压力的95%，具有一定的潜力，主力区块油井水淹为水驱见效，而非边水上升所致。
三是受四级断层控制，局部油水界面不统一，边部微构造高点低部位的剩余油层具有较大潜力。
参考文献：
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[3]朱旭，杨建梁。何旭东.油田注水开发方式研究[J]. 化学工程与装备. 2019（12）.
作者简介：
景越，男，1980年6月出生于辽宁省盘锦市，满族，工程师，2007年毕业于大庆石油学院石油工程学院，目前任职辽河油田金海采油厂月海项目部地质技术骨干。