卫城油田高含水期改善开发效益研究

【摘 要】油田进入高含水期后，由于长期的强注强采，油藏的非均质性和的历史水驱流线的不均匀性，使剩余油高度分散而又局部相对富集，低效油水井增多，开发效益变差。本次通过精细地质基础研究，搞清剩余油的分布规律，有针对性的实施挖潜措施，实现层间最大动用，最终达到降低开发成本、增加产量的目的.

【关键词】高含水期;剩余油;挖潜;降成本;增产量

1 研究背景

卫城油田地质构造属于东濮凹陷中央隆起带北端，构造背景为一穹隆背斜。是一个复杂断块油气藏，表现为构造复杂，含油井段长，储层岩性复杂，油层层间和平面非均质性强，储层油气水关系复杂。1980年先后投入滚动勘探开发，含油层位沙一上到三叠等十套开发层系24个开发单元，动用含油面积26.1km，石油地质储量4489.0×10t。截至到2018年12月，已经有卫22、卫360、卫2、卫81、卫18、卫10、卫58等14个开发单元进入高含水开发阶段，日产液5274t，日产油342t，综合含水93.5%。经过30多年的开发，井况损坏严重、低效油水井增多、剩余油分布越来越复杂，开发成本高。在低油价下如何改善高含水期油藏开发效益，是地质开发技术人员研究的重点。

2 研究内容

针对卫城油田高含水油藏低效油水井多，开发效益差的问题，先后开展了以下几项研究：

2.1 沉积微相研究：本次沉积微相研究以单砂体为单元，以前沉积微相研究只是分析到小层。在高分辨率层序地层学研究的基础上，通过岩心观察和描述，结合大量的测井、录井、分析化验等资料，在单井相分析、连井对比相分析的基础上，结合砂体平面分布特征主要对卫22、卫58、卫360的沉积相分布特征进行了综合表征，绘制单砂体微相图105张，建立了沉积模型。

2.2 流场现状及剩余油分布研究：在沉积微相研究的基础上，以单井、井组、井区为单元，依据动态因素和静态因素的制约，开展了卫10、卫2、卫58、卫22等区块精细平面注采及层间分层动用状况研究，进行非流线区、流线损坏区、非主流线区和主流线区流线划分，得出：油藏的可动油高值区域一般存在于砂岩尖灭区、流线损坏区和主流线区，并大多呈分散状、片状、连续状分布。计算求取了不同控制类型控制可动油储量、不同含水级别下油层控制可动油储量、不同沉积微相类型下油层控制可动油储量，明确了挖潜方向。

2.3 调流场技术研究：依据剩余油精细研究结果，按照剩余可动油分布模式采取不同的流场调整方式，通过对卫22、卫58、卫81等区块新建流线、恢复流场、控制主流线区、加强非主流线区，充分发挥各类储层潜力，实现层间最大动用。

2.4 高含水油藏改善开发效益研究：在精细地质研究的基础上，以效益为中心，平面上通过大修、转注、长关井利用恢复完善优化注采井网;纵向上水井通过分注、重分、细分、酸化等主要手段加强潜力层动用，对应油井通过完善补孔、酸化解堵、提液等提高单井产能;管理上精细注采调配，不断提高水驱油效率，实现高含水油藏平面、层间最大动用。

3 现场应用情况及效果

该项目共实施平面井完善11井次、层间精细注采调整45井次、精细调配163井次，措施及见效年累增油1.1297×10t，控制低无效注水量9.9×10m，控制低无效产液量13.3×10t。增加水驱控制储量29×10t，增加水驱动用储量25.1×10t。

3.1 平面上实施大修、转注、长关井恢复、跨层系回采等完善注采井网

通过精细井区剩余油研究，实施大修4口、长关井恢复2口、跨层系回采2口、转注3口，增加油井受效方向12个，增加水驱控制储量29×10t，增加水驱动用储量14.5×10t，年累增油2724t。如：卫58块的卫122 事故井区，分析认为滞流区剩余油比较富集，2019年1月对卫122井大修换井底恢复生产，完善了沙二上1两注一采井网，增加水驱动用储量6.0×10t，日增油2.9t，年增油1051t。

3.2 水井采取“分、解、补”，实施层间精细调整，优化注水层段

在强化剩余油分布研究的基础上，搞清各小层分层动用狀况及剩余油潜力，水井采取“分、解、补”相结合的办法调整注水结构，实施措施33井次，增加有效注水0.048×10m，降低低无效注水9.9×10m，年累增油1668t。

3.3 油井采取“补、堵、解、”实施层间精细调整，优化采油层段。

在精细注水结构调整的基础上，强化油井措施效益论证，优化采液结构调整。主要强化注采对应及剩余油富集段补孔、堵水、酸化等措施。实施措施12井次，措施有效率94.1%，年累增油2164t，控制低无效产液量13.3×10t。

3.4 精细注采调配，不断创新注水方式，进行流线流场调整，提高水驱油效率。

针对卫58、卫22、卫81等开发单元储层非均质性较强，原有的流场与剩余油分布适应性逐步变差，剩余油富集区流场缺失及弱势流场见效差，而优势流场区低效循环，驱油效率低这些问题，开展变流线、调流场。通过日常动态调配以及优选井组实施变强度注水改变流线，共实施调水168井次，明显见效增油45井次，年累增油4741.8t，取得了较好的效果。

4 经济效益评价

该项目共实施油水井措施56井次，措施及见效增油11297t，控制低无效注水9.6×10m，控制低无效产液13.3×10m。项目投入2190.0万元，每吨油按3380元，每方水按10元计算，实现销售收入4047.8万元，创利润1857.8万元，投入产出比1：1.85。

通过该项目的实施，探索出了一套适合高含水期改善开发效益的办法，对其它同类油藏具有一定的参考和借鉴作用。

5 结论

5.1 沉积相研究细化到单砂体，提高挖潜剩余油的针对性，是高含水油藏稳油控水开发的有效手段。

5.2 不断创新注水方式，持续提高水驱波及体积，是低油价下改善高含水油藏开发效果的一种有效途径。

参考文献：

[1] 王忠和等.优势流场研究.2015年;

[2] 俞启泰.关于剩余油研究的探讨.石油勘探与开发[J]，1997年.

作者简介：

李素芹，女，高级工程师，中原油田文卫采油厂从事油气田开发研究管理工作。

（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）