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摘 要：针对梁11断块处于特高含水的开发阶段后期，开发问题突出，严重制约了断块开发水平。为进一步提高采收率，对梁11断块开展潜力分析并找到治理对策。
关键词：欠注 层段合格率 水驱储量 剩余油
梁11断块自1979年投入开发历经三十多年的开发，已进入特高含水开发后期[1]，油藏动用程度高、水淹严重、剩余油零散分布，加上井况问题突出，层段合格率低等问题，严重制约了断块开发水平的进一步提高。针对油藏开发的主要问题，通过注采潜力分析，利用水井增注提升地层能量，提高水驱储量的控制，降低自然递减，进一步改善油藏开发效果。
一、梁11断块概况
史南油田梁11断块位于东营凹陷中央隆起带西段南部，其东部为现河庄油田，南部为牛庄油田，西部为史南油田河120断块，北部为史深100、史8断块。主要含油层系为沙二7、8、10、沙三四个砂层组。含油面积3.2km2，地质储量985×104t ，可采储量540×104t ，最终采收率54.8％。
二、开发现状
截至到目前，断块有油井44口，开井30口，日液水平2797t/d，日油水平79 t/d，平均单井日油2.5 t/d，综合含水97.2％，平均动液面1202.8m，采油速度0.29％，累积采油506.6497×104t，采出程度51.44％；水井总井24口，开井22口，日注水量4421m3/d，月注采比1.56，累积注水2744.1791×104m3，累积注采比0.87，地层压力18.9MPa，总压降9.3MPa。
三、断块目前存在问题
1.井况问题多，储量失控严重，井网适应性差
由于历史上作业频繁、套管腐蚀严重、结垢等原因，导致断块油水井井况逐年变差。总计梁11断块油井总井99口，停产井67口，可再利用井32口，占总油井的37.8%。水井总井50口，停产井27口，可再利用井11口，占总水井的25%。共计失控地质储量136.2×104t，损失水驱储量[2]185×104t 。
2.剩余油分布零散，受储层非均质影响，平面、层间矛盾突出
2.1平面剩余油分布零散，认识、挖潜难度大
断块目前采出程度51.70%，综合含水97.7%，可采储量采出程度达到94.3％，整体动用程度较高。由于强注强采，注水井排不断内迁，目前已接近屋脊一线，断块平面上水淹严重，剩余油[2]再认识难度大。
2.2油水井大段合采、合注，层间动用不均衡
由于油水井大段合采、合注及層间非均质性影响，层间采出程度差异较大，动用程度高的层采出程度高达55.7％，动用程度较差的层采出程度仅有11.5％。
2.2.1动态监测资料显示层间动用不均衡
2010年以来断块共进行剩余油饱和度测井14井次，结果分析认为剩余油主要还是分布于局部的构造高部位，且存在于历史上参与合采的非主力层，如沙二711、732、744、825等层系。
2.2.2吸水剖面资料显示层间动用不均衡
从断块腰部水井梁11-41吸水剖面测试资料纵向上看，吸水性强的小层主要为沙二72、731、 741、 821等层，平均吸水强度一般在2.2%/m以上；而吸水差的层主要集中在沙二711、712、732、 742、 81、 823等层，平均吸水强度一般在1%/m以内。由于层间非均质性的影响，造成非主力层注采两难，水井吸水差，油井低产低能。
3.水井欠注，层段合格率低，制约有效注水
沙二7-8层系水井酸化初期效果较好，试挤后压力下降明显，开作初期均能完成配注要求。由于史南常压系统目前水质不达标，且沿程二次污染严重，致使梁11注水质一直较差，悬浮颗粒、含油量指标均较高，导致酸化有效期较短，欠注井反复出现。梁11单元注水层段合格率仅38.1％，其中分注井35.0%，单注井48.6%。
四、注采潜力分析
1.平面上剩余油潜力
1.1报废井区及局部注采不完善区失控潜力
在开发过程中，水井井排不断内迁（目前已到了顶部一线），使得腰部及腰部以下大部分井点成为中低含水期过路井，尽管目前水淹程度很高（大部分井含水95％以上），但是受储层平面非均质性影响及早期电泵强采影响，水线推进不均匀，部分井区动态注采完善程度差，易形成较为分散平面剩余油潜力。
1.2断层边角处及岩性复杂区域仍有一定潜力
剩余油的分布与非均质性密切相关，通过分析认为断层边角处及岩性复杂区域仍有一定潜力。
2.纵向剩余油潜力
2.1纵向水淹严重，但大段合采、合注，层间动用程度差异较大
断块由于强注强采，注水井排不断内迁，目前已接近屋脊一线，腰部受强水洗油，水驱效率较高，由于受储层层间非均质性的差异，水驱不均衡，导致局部剩余油相对富集。
2.2非主力油层注采井网完善程度较低，有较大挖掘潜力
非主力油层[3]主要是指沙二7、沙二8砂层组的部分小层及沙二10等层，由于其注采井网完善程度差，加上储层物性差、水井吸水性差，层间能量供应不合理，与主力小层相比，采出程度较低。
五、实例分析
梁11-更251井生产沙二10，44*3*2，日油0.3吨，含水94.8%。对应水井梁11-25于2012.3增注后该井动液面一直处于回升状态，达260米。纵向上仅发育沙二823和沙二10两个砂体，历史上合采末期（2001.6）高含水。邻井一直未动用沙二823层，分析认为仍具有一定潜力，改全井下80方电泵生产后初日增油9.3吨。
实施水井：梁11-22井2月检管增注，开作后日注190方。该井组对应3口油井2口停产，梁11-斜114井于3月开始见效，液量由218方上升到255方，动液面由984米回升到769米，日产油由4.7吨上升到5.2吨，累增油245吨。
六、认识及结论
1.特高含水开发后期油藏面临着动用程度高、水淹严重、剩余油零散分布、井况问题、水井欠注、层段合格率低等诸多问题，严重制约了断块开发水平的进一步提高。
2.断块无论从平面上还是纵向油层的水淹状况仍不平衡，但仍存在部分非主力层和井区采出程度较低，水淹相对较轻，剩余油相对富集。
3.部分井区因井况造成的注采井网完善程度较低，这些井区将成为断块下步挖潜的重点。
4.断块通过治理欠注井提高有效注水，提高水驱储量的控制与动用，降低了自然递减，进一步改善油藏开发效果。
参考文献
[1]张继成，梁文福，等.喇嘛甸油田特高含水期开发形势分析[J].大庆石油学院学报，2005，29(3)：23-25.
[2]文光耀，孙东升等.高一特高含水单元改善水驱开发效果的技术对策[J].小型油气藏，2001，6(4)35-37.
[3]郭志华，刘志萍，陶国华等河68断块特高含水期提高采收率方法与实践[J]，同位素，2002，15（增）：20-28.
作者简介：赵艳，女，08年毕业于长江大学石油工程专业，助理工程师，现从事油藏开发工作。
关键词：欠注 层段合格率 水驱储量 剩余油
梁11断块自1979年投入开发历经三十多年的开发，已进入特高含水开发后期[1]，油藏动用程度高、水淹严重、剩余油零散分布，加上井况问题突出，层段合格率低等问题，严重制约了断块开发水平的进一步提高。针对油藏开发的主要问题，通过注采潜力分析，利用水井增注提升地层能量，提高水驱储量的控制，降低自然递减，进一步改善油藏开发效果。
一、梁11断块概况
史南油田梁11断块位于东营凹陷中央隆起带西段南部，其东部为现河庄油田，南部为牛庄油田，西部为史南油田河120断块，北部为史深100、史8断块。主要含油层系为沙二7、8、10、沙三四个砂层组。含油面积3.2km2，地质储量985×104t ，可采储量540×104t ，最终采收率54.8％。
二、开发现状
截至到目前，断块有油井44口，开井30口，日液水平2797t/d，日油水平79 t/d，平均单井日油2.5 t/d，综合含水97.2％，平均动液面1202.8m，采油速度0.29％，累积采油506.6497×104t，采出程度51.44％；水井总井24口，开井22口，日注水量4421m3/d，月注采比1.56，累积注水2744.1791×104m3，累积注采比0.87，地层压力18.9MPa，总压降9.3MPa。
三、断块目前存在问题
1.井况问题多，储量失控严重，井网适应性差
由于历史上作业频繁、套管腐蚀严重、结垢等原因，导致断块油水井井况逐年变差。总计梁11断块油井总井99口，停产井67口，可再利用井32口，占总油井的37.8%。水井总井50口，停产井27口，可再利用井11口，占总水井的25%。共计失控地质储量136.2×104t，损失水驱储量[2]185×104t 。
2.剩余油分布零散，受储层非均质影响，平面、层间矛盾突出
2.1平面剩余油分布零散，认识、挖潜难度大
断块目前采出程度51.70%，综合含水97.7%，可采储量采出程度达到94.3％，整体动用程度较高。由于强注强采，注水井排不断内迁，目前已接近屋脊一线，断块平面上水淹严重，剩余油[2]再认识难度大。
2.2油水井大段合采、合注，层间动用不均衡
由于油水井大段合采、合注及層间非均质性影响，层间采出程度差异较大，动用程度高的层采出程度高达55.7％，动用程度较差的层采出程度仅有11.5％。
2.2.1动态监测资料显示层间动用不均衡
2010年以来断块共进行剩余油饱和度测井14井次，结果分析认为剩余油主要还是分布于局部的构造高部位，且存在于历史上参与合采的非主力层，如沙二711、732、744、825等层系。
2.2.2吸水剖面资料显示层间动用不均衡
从断块腰部水井梁11-41吸水剖面测试资料纵向上看，吸水性强的小层主要为沙二72、731、 741、 821等层，平均吸水强度一般在2.2%/m以上；而吸水差的层主要集中在沙二711、712、732、 742、 81、 823等层，平均吸水强度一般在1%/m以内。由于层间非均质性的影响，造成非主力层注采两难，水井吸水差，油井低产低能。
3.水井欠注，层段合格率低，制约有效注水
沙二7-8层系水井酸化初期效果较好，试挤后压力下降明显，开作初期均能完成配注要求。由于史南常压系统目前水质不达标，且沿程二次污染严重，致使梁11注水质一直较差，悬浮颗粒、含油量指标均较高，导致酸化有效期较短，欠注井反复出现。梁11单元注水层段合格率仅38.1％，其中分注井35.0%，单注井48.6%。
四、注采潜力分析
1.平面上剩余油潜力
1.1报废井区及局部注采不完善区失控潜力
在开发过程中，水井井排不断内迁（目前已到了顶部一线），使得腰部及腰部以下大部分井点成为中低含水期过路井，尽管目前水淹程度很高（大部分井含水95％以上），但是受储层平面非均质性影响及早期电泵强采影响，水线推进不均匀，部分井区动态注采完善程度差，易形成较为分散平面剩余油潜力。
1.2断层边角处及岩性复杂区域仍有一定潜力
剩余油的分布与非均质性密切相关，通过分析认为断层边角处及岩性复杂区域仍有一定潜力。
2.纵向剩余油潜力
2.1纵向水淹严重，但大段合采、合注，层间动用程度差异较大
断块由于强注强采，注水井排不断内迁，目前已接近屋脊一线，腰部受强水洗油，水驱效率较高，由于受储层层间非均质性的差异，水驱不均衡，导致局部剩余油相对富集。
2.2非主力油层注采井网完善程度较低，有较大挖掘潜力
非主力油层[3]主要是指沙二7、沙二8砂层组的部分小层及沙二10等层，由于其注采井网完善程度差，加上储层物性差、水井吸水性差，层间能量供应不合理，与主力小层相比，采出程度较低。
五、实例分析
梁11-更251井生产沙二10，44*3*2，日油0.3吨，含水94.8%。对应水井梁11-25于2012.3增注后该井动液面一直处于回升状态，达260米。纵向上仅发育沙二823和沙二10两个砂体，历史上合采末期（2001.6）高含水。邻井一直未动用沙二823层，分析认为仍具有一定潜力，改全井下80方电泵生产后初日增油9.3吨。
实施水井：梁11-22井2月检管增注，开作后日注190方。该井组对应3口油井2口停产，梁11-斜114井于3月开始见效，液量由218方上升到255方，动液面由984米回升到769米，日产油由4.7吨上升到5.2吨，累增油245吨。
六、认识及结论
1.特高含水开发后期油藏面临着动用程度高、水淹严重、剩余油零散分布、井况问题、水井欠注、层段合格率低等诸多问题，严重制约了断块开发水平的进一步提高。
2.断块无论从平面上还是纵向油层的水淹状况仍不平衡，但仍存在部分非主力层和井区采出程度较低，水淹相对较轻，剩余油相对富集。
3.部分井区因井况造成的注采井网完善程度较低，这些井区将成为断块下步挖潜的重点。
4.断块通过治理欠注井提高有效注水，提高水驱储量的控制与动用，降低了自然递减，进一步改善油藏开发效果。
参考文献
[1]张继成，梁文福，等.喇嘛甸油田特高含水期开发形势分析[J].大庆石油学院学报，2005，29(3)：23-25.
[2]文光耀，孙东升等.高一特高含水单元改善水驱开发效果的技术对策[J].小型油气藏，2001，6(4)35-37.
[3]郭志华，刘志萍，陶国华等河68断块特高含水期提高采收率方法与实践[J]，同位素，2002，15（增）：20-28.
作者简介：赵艳，女，08年毕业于长江大学石油工程专业，助理工程师，现从事油藏开发工作。