马寨油田控制自然递减研究与实践

罗锐(中原油田采油三厂，山东　聊城　252429)

马寨油田控制自然递减研究与实践

罗锐(中原油田采油三厂，山东聊城252429)

本文针对马寨油田近几年自然递减偏大的现状，通过精细小断层研究、精细沉积微相研究、精细井组调整治理、精细动态调水，实现了马寨油田近2年的自然递减连续下降，为同类老油田开发后期控制自然递减提供了经验和借鉴。

马寨油田；自然递减；精细研究；调整治理

马寨油田构造位于东濮凹陷西斜坡北部，南接胡状集油田，东北部为文明寨油田，东临卫城油田，西侧为内黄隆起。为常压低饱和油藏，原始地层压力系数为1.0，饱和压力低（1.19～3.08MPa），原始气油比低（13.01～34.00m3/t）。分为卫95、卫305、卫94、卫334、卫349五个单元，动用面积9.8km2，地质储量1551×104t，可采储量449×104t，采收率28.92%。其中中渗油藏1个：卫95，地质储量715×104t，占总储量的46.1%；低渗透油藏4个区块（卫305、卫94、卫334、卫349），地质储量836×104t，占总储量的53.9%。

近几年来，面对新发现事故井不断增加，区块由于层系单一，调整难度大，自然递减偏大的现状（自然递减2012年22.45%、2013年24.27%），2014年以来通过实施精细局部构造研究，精细沉积微相研究，精细井组调整治理，精细动态调水实现了老油田开发后期有效控制自然递减的目标。

1　主要做法

1.1精细小断层研究，挖潜构造复杂区剩余油

通过对卫349块高部位沙三下2构造复杂带开展精细构造研究，利用高精度三维地震资料结合手工油藏剖面，在精细地层对比的基础上，通过小断层重组，卫349-平1、卫349-19、卫349-6、卫349-3井沙三下2位于同一小断块内。利用低效油井卫349-6打塞补孔转注，低效水井卫349-3打塞补孔分注，对应油井卫349-平1、卫349-19见效，日增油15吨，年累增油3100t。

1.2精细沉积微相研究，进行平面调整，挖潜平面剩余油

通过沉积微相研究，优选转注井，采用河道注水，边滩采油，见效明显，有效期长，对河道微相高含水油井抽稀，使边滩微相采油井见效。如卫95-121井组：根据储层沉积微相和剩余油研究的基础上，1月份实施冲砂转分注，强化河道注水，对应油井卫95-188、卫95-184井3月份见效，日产液量由55.2t上升到80.8t，日增油4.7t，综合含水由88.9%下降为86.6%，年累增油1056t。

1.3精细井组调整治理，实现二三层动用，挖潜层间剩余油

强化井组精细治理，层间动用得到改善，去年4季度以来通过重分分注、打塞等手段强化井组精细治理，层间动用状况得到改善，实施精细层间调整10个井组，可对比井吸水厚度和层数均增加6.9和1.6个百分点，目前9个井组对应油井见效日增油10.2t，年累增油2895t，主要在卫95块、卫305块。

1.4精细动态调水，控制含水上升速度

以井组状况、油水井剖面、测试成果、动态反应周期、注水压力为依据，主要采取预防性、周期性调水，配注调整，做到精细、精准、有效，全年实施调水187井次，累计见效增油2781t，与去年相比增加430t。

2　取得成果

2.1水驱控制和动用程度提高

水驱控制储量增加7.2×104t，水驱动用储量增加5.6×104t。水驱控制程度由75.4%提高到75.9%，水驱动用程度由59.6%提高到60.0%。

2.2自然递减减缓，综合含水保持稳定

油藏自然递减由2012年22.45%、2013年24.27%，下降到2014年17.46%、2015年13.89%，实现了连续2年自然递减下降。区块综合含水89.34%下降到89.27%。

3　认识与体会

（1）老油田的构造主体断层已研究清楚，但局部复杂区由于小断层影响，剩余油仍然富集，是我们下步挖潜的重要潜力区域，加强局部小断层精细研究，是实施高效挖潜的关键。

（2）加强沉积微相研究，强化河道注水、边部采油思路，是下步高含水油藏挖潜的重要方向。

（3）对储层进行精细对比，在同一套层系内、砂组、小至小层、单砂体内寻找层间动用差异，建立局部差层井网，是提高区块动用程度、控制区块含水上升的有效途径之一。

［1］《中国油气田开发志》中原油气区油气田卷北京：石油工业出版社2011.

［2］《卫95块精细油藏描述和剩余油分布研究》中国海洋大学，中原油田采油三厂2008.