卫22块注采调整及挖潜研究

景永红　崔海军　孙剑波　郭明安　王永恒

【摘 要】卫22块1982年投入开发，一直保持高效开发，到2014年底，采出程度达到49.8%，综合含水93.48%。为解决特高含水开发期注水低效循环的突出矛盾，主要开展了：储层精细划分与对比及微构造精细解释、沉积微相研究、单砂体精细刻画及隔夹层研究、测井二次解释、高精度三维地质模型建立、油藏数值模拟、注采调整及挖潜对策研究。2015年实施油井措施工作量16井次，水井措施工作量15井次，调配83井次，油田开发效果明显改善。

【关键词】单砂体；剩余油；动态调配；注采调整

1 研究背景

卫22块位于东濮凹陷中央隆起带卫城构造的西北部，主要含油层位为沙河街组沙三段，含油面积3.6km2，地质储量496.87×104t，标定采收率53.88%。1982年投入开发，先后经历了弹性试采阶段、注采完善高产稳产阶段、滚动增储，更新完善，上产稳产阶段及高含水递减，精细调整等开发阶段。到2014年底，采出程度49.8%，综合含水93.48%，特高含水开发期注水低效循环矛盾突出，影响开发效益提高。

2 基础研究内容

2.1 储层精细划分与对比及微构造精细解释

对全区约128口井的沙三下亚段共十砂组沉积期的小层进行了划分与对比，纵向上分为10个砂组35小层，细分为70个单层，建立了全区128口井、70个地层单元分层数据表。通过井震结合，解释三维地震4km2开展了井震联合构造的再认识工作，解释精度达5×5CDP，解释层位11个，解释断层共17条，其中新解释断层9条，并绘制了10张砂组顶面微构造图。

2.2 沉积微相研究

沉积微相与沉积体系重建是储层沉积学研究的基础与内核，在宏观上控制了储层砂体的几何形态及展布，在微观上决定了储层物性的差异。本次研究在前人研究基础上，结合岩心、测井、分析化验等资料，首先分析区域沉积背景，划分大相和亚相，确定研究区所处的相带位置；在此基础上，进一步划分沉积时间单元；确定各沉积时间单元的微相类型。

2.3 单砂体精细刻画及隔夹层研究

利用单层的沉积微相研究结果，综合应用岩心、测井资料，建立单成因砂体类型、小隔层类型以及夹层类型与微相类型之间的关系；利用建立的标准对非取心井进行小隔层及夹层识别，进行横向对比，并开展隔夹层分布密度、展布特征研究，对不同类型的单砂体进行识别研究，确定单砂体边界，研究单砂体接触及连通关系，研究单砂体成因类型及平面分布规律，进而编制各类单成因砂体、小隔层及夹层的平面分布图。

2.4 剩余油分布研究

通过沉积时间单元平面微相的研究和平面非均质性的研究，在研究区识别出：微相差异型剩余油、小隔层遮挡剩余油、夹层型剩余油、韵律型剩余油等4种剩余油类型。在综合研究的基础上，总结了不同相带砂体组合、不同韵律砂体及与隔夹层空间配置关系对剩余油控制的几种模式。

2.5 注采调整及挖潜研究

一类层动用程度较高，但剩余可采储量基数大，占总剩余可采储量的53.7%，二、三类层受启动压力高及层间矛盾突出等因素影响，水驱动用相对较差，剩余可采储量46.3%。因此主力一类层内部和二三类层层间是低渗多层油藏下步挖潜的主要对象。

2.6 配套工艺适应性研究

水井降压增注适应性分析、层间调整工艺技术、储层解堵工艺技术。

3 注采调整及挖潜主要做法

2015年实施油井措施工作量16井次，水井措施工作量15井次，调配83井次，油田开发效果明显改善。

3.1 加大平面调整完善力度，挖潜事故井区及断层边角剩余油

1）事故井水井大修3井次，增加注水方向8个，增加水驱控制、水驱动用储量8.0×104t、5.6×104t。

2）事故井区转注恢复完善注采井网3个，增加注水方向6个，增加水驱控制、水驱动用储量9.0×104t、6.0×104t。

3）断层边角转注完善1口井，增加注水方向2个，增加水驱控制、水驱动用储量3.0×104t、2.0×104t。

4）废弃井上返缩小井距注水1个，增加注水方向3个，增加水驱控制、水驱动用储量2.8×104t、1.6×104t。

3.2 层间精细调整力度，提高II、III类层水驱动用

1）补孔开展单砂体挖潜5井次，增加动用。

2）重组细分优化注水井段注水6井次。

3）填砂缩小注水井段注水2井次。

4）欠注井层治理2井次。卫137井对应井组见效年增油143t。

5）智能堵水1井次，降低低无效液量33t，年降低低无效液量5623t。

6）解堵解除油层污染6井次。

3.3 优化注采结构，提高开发效益

1）电泵转抽调整产液结构，减少低无效液量

电泵转抽8口井，降低低无效液量6.94×104m3。

2）动态调配调整注水结构，减少低无效水量，提高效益

紧密跟踪油井生产动态，提高预警能力，及时调整水井调配水量控水稳油，严格限制低无效水量，减少低效循环，2015年共实施调配工作量83井次，减少低无效水量3.22×104m3。见效增油1216t。

4 开发效果评价

4.1 注采井网不断优化，注采井数比从1.07上升到1.11。

4.2 地层能量保持较好。2015.12与2014.12动液面资料对比：47口可对比井动液面从1352m到1351m。

4.3 2015年水驱控制、水驱动用储量分别增加10.5×104t、10.0×104t，水驱控制程度达到95.9%，水驱动用程度达到81.5%。

4.4 2015年油藏自然递减7.99%、综合递减0.10%，较2014年分别减缓1.22和2.35个百分点。

5 结论与认识

5.1 开展精细油藏研究，利用现有成熟技术就能实现调整注采结构，降低低无效液量和低无效注水量，提高开发效益的目的。

5.2 油藏开发后期，加强日常注采管理，可以有效减缓产量递减。

【参考文献】

[1]周文耀，等.卫22块油藏精细描述及剩余油挖潜研究[J].2004.

[2]张金亮，等.卫城油田卫22块精细油藏描述及剩余油分布研究[J].2009.

[3]胡望水，等.卫22块单砂体精细刻画及水驱潜力研究[J].2015.