卫360块整体调整方案研究

崔海军 雷艳艳 景永红 李良华

（中原油田分公司 采油三厂，山东 莘县252429）

1 基本情况

卫城油田卫360 块位于河南省与山东省交界处，地势平坦，平均海拔48m。 区块构造位于东濮凹陷中央隆起带卫城构造的东北部，主要含油层位沙三上、沙三中、沙三下，含油面积5.72km2，地质储量673.07×104t，可采储量144.63×104t，目前标定采收率21.5%。

截止2012 年12 月，卫360 块油水井总井84 口，其中油井47 口，水井37 口，注采井数比1：1.27，油水井开井69 口，其中油井41 口，水井28 口，开井数注采井数比1:1.46。 区块日产液644t，日产油147t，日注水量599m3， 平均单井日产油3.6t， 单井日注水22m3， 综合含水77.27%，采油速度0.9%，采出程度9.67%。自然递减32.85%，综合递减16.66%。 开发效果变差。

2 存在的问题

区块2001 年投入滚动勘探开发，经过多年的开发，2011 年以来，层间矛盾日益突出，井组含水上升速度快，递减加大，影响区块正常开发。主要原因有：一是储量动用程度低，含水上升快；二是注水压力高，注水困难，二三类层难以启动形成有效接替；三是构造复杂，断块小，完善困难，局部注采井网不合理。

3 整体调整方案研究

3.1 强化构造及剩余研究

复杂断块油藏具有构造复杂，断层多，断块小的特点，影响复杂断块油藏开发效果的主要地质因素是断层分布，对断层及断块的认识是提高复杂断块油藏开发效果的关键所在。 本次研究使用2008 年新采集高精度三维地震资料、结合钻井、试油试采、开发动态、HDT 测井资料及RFT 资料，采用人机联作方式编制大量油藏剖面，对构造构造复杂带重新认识，新增发现断层12 条，进一步明确了卫360 块沙三下的构造特征。

剩余油研究的精确与否，直接影响到开发调整的好坏，本次利用新钻井资料、吸水剖面、剩余油监测资料等定性分析剩余油和采用数值模拟方法定量研究剩余油。研究结果表明剩余主要分布在构造高部位和断层遮挡区、注采系统不完善区剩余油、井网未控制区剩余油、层间干扰区剩余油和水动力滞留区。

3.2 整体调整方案对策

一是在保证入层水质的前提下，水井通过降压增注、地面增注等措施，油井实施压裂引效、酸化，改善油藏注水开发状况。

二是在全面改善注水状况的基础上，通过转注、分注等提高平面和层间注采对应率，增加油井受控和受效方向，改善水驱效果。

三是充分利用现有井网，在主力小层部署的基础上，分5 套开发层系部署注采井网，方案整体部署、分批实施。（沙三下、沙三中2-5 重点是新区完善，沙三上1、沙三上3-4 沙三中1 重点是改善注水效果，沙三中6-7 重点是有效动用二类层及平面上改变液流方向）。

四是在构造和储层精细研究的基础上，新区滚动扩边，强化注采完善。

3.3 方案实施效果

3.3.1 优化调整，及时配套完善

2013 年1-12 月实际完钻投产4 口， 平均单井钻遇油层13.0m/5层，初期平均单井日产液量21.0t，日产油量10.5t，综合含水50%，动液面1426m，目前平均单井日产液5.5t，日产油1.9t，含水64.8%，动液面2016m，年累产油4630t。主要是在构造精细研究的基础上，沙三中3-5层系构造边部小断块注上水的基础上实施调整完善，其次是沙三下构造复杂带滚动扩边。

3.3.2 加强地面配套，强化酸化增注及层间调整，水驱状况有所改善

1）加强地面配套，确保系统注水需求，改善注水状况。

（1）地面增压增注，安装大排量提升泵，确保系统注水需求。

（2）地面分注井安装恒流配水器，井口装水表，确保分层注水计量准确。 实现了分层注水量可视化管理，完成以往用闸门控制水量改用水嘴控制水量转变，进一步提高分注井分层注水量计量的准备性。

（3）恢复地面回水管网，保障注水井能够正常放压洗井，改善入层水质。

2）加强降压增注，分注、重组改善注水状况。

在水质全面改善的基础上水井实施酸化，利用多氢酸和纳米增注技术，降低新增欠注井和高压注水井注水压力，确保注够水，为以后分注、重组细分提供条件。 2013 年实施水井酸化5 口，平均单井注水压力下降1.4MPa， 单井日增水量增加20 方。 实施水井酸化分注工作5口，其中卫360-66、360-44 和卫360-13 井对应油井已见效，井组日增油4.2t。

3.3.3 加强前期注水培养，油井措施效果明显改善

卫360 块为低渗、特低渗油藏、储层物性差，注水压力高、吸水困难，从开发历史来看，油井自然见效困难，而先期注水补充地层能量后再实施的油井措施效果相对较好。 因此，2013 年加强了油井措施培养，时机成熟后再实施针对性措施，效果明显。 2013 年1-12 月，实施油井措施工作量22 口，措施有率91.7%，累增油6794t，单井初期日增油能7.3t，单井累增油309t,主要是在前期注水培养的基础上加大了酸化、压裂工作量，增油效果明显。

4 开发效果评价

通过精细研究与调整挖潜，强化分层动用，卫360 块开发效果得到进一步改善，一类层井网进一步完善，二、三类层动用程度不断提高，剩余油潜力得到充分动用，区块水驱控制、水驱动用程度不断提高，两个递减减缓。

4.1 水驱状况明显改善

通过平面注采井网优化及层间精细注采调整，卫360 块水驱动用状况明显改善： 按照油藏工程计算，2013 年水驱控制储量增加17.4×104t，水驱控制程度提高2.6 个百分点，水驱动用储量增加15.8×104t，水驱动用程度提高2.3 个百分点。

4.2 递减得到有效控制

实施新井4 口，油井措施22 口，累积增油1.5157×104t。 实施水井措施20 井次，见效增油0.4836×104t。自然递减和综合减缓同比分别下降了11.71 和7.41 个百分点。

5 结论与认识

5.1 地面回水管线改造完后可以缩短水井作业放压时间， 但放压过快容易造成套管变形。

5.2 酸化可以解决新增欠注层段问题，增加单井注水量，但难以降低高压注水井注水压力，启动二三类层。

5.3 高压注水井地面分注洗井难度大，难以根本改善入层水质。

5.4 构造复杂带依靠动态约束地震解释，认识可进一步深化。

5.5 低渗油藏早期注水保持地层能，可提高油井措施效果。

［1］李道品.论低渗透油藏开发的主要矛盾和改善途径[J].世界石油工业,1998.

［2］朱维耀.特低渗透油藏有效开发渗流理论与方法[M].北京：石油工业出版社,2000.