卫城浅层油藏高含水开发后期精细挖潜研究
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摘 要：本文针对卫城浅层油藏高含水期递减加大的趋势，通过精细地质研究，精细调整，不断提高储量动用，油藏注采系统得到优化，形成了适合卫城浅层高含水开发后期的精细挖潜技术，实现了卫城浅层油藏高含水开发后期"储量产量双增加，含水递减双控制"的持续稳定开发。
关键词：浅层油藏 高含水 复杂断块 精细研究 非均质
一、卫城浅层油藏基本概况
卫城浅层油藏隶属于卫城构造，区域构造属东濮凹陷中央隆起带北部，含油层位沙一下～沙三上，地质储量852×104t，可采储量205×104t，标定采收率24.44%。是一常温常压、中渗、非均质严重的复杂断块油藏。主要包括卫18块、卫58块、卫63块、卫34块、卫37块、卫4块、卫229块、卫56块、卫11沙一下。
主要地质特征有四点：
1.含油面积小、层系单一、油层薄
单块含油面积0.1~2.8Km2,只有1~2套含油层系，平均有效厚度7.3m。
2.储层物性好但非均质较严重
孔隙度20~28%，油层渗透率117~600×10-3um2,渗透率级差大于15倍。
3.油稠，原油性质差，水驱油效率低
地面原油密度0.88~0.93g/cm3,原油粘度33~500mPa.s，油水粘度比一般11~13，在开发过程中水驱油效率低。
4.具有一定的边水能量
二、开发中存在的主要问题
1.关停井多，井网不完善，影响油藏正常开发
由于区块内部构造复杂，认识程度低，注采井网不完善，加上低能关井、事故关井，导致井网损坏：卫城浅层共有事故井50口，事故率54.3.0%，其中油井24口，水井28口。事故关井38口，占41.3%，其中油井15口，水井23口。
2.层间非均质严重，水驱动用差异大
统计近年19口井吸水剖面资料：吸水厚度仅占射开厚度46.7%，吸水层数仅占射开层数35.1%。吸水强度小于5m3/d.m的吸水厚度占射开厚度32.9%，吸水层数占总射开层数36.6%，吸水强度6-15m3/d.m的吸水厚度占射开厚度11.5%，吸水层数占总射开层数45.3%，吸水强度大于16m3/d.m的吸水厚度占射开厚度2.3%，吸水层数占总射开层数21.3%。
层间差异比较大的卫37块、卫56块、卫229块，吸水厚度仅占射开厚度的55.5%、33.1%、40.8%，吸水层数仅占射开层数的30.0%、21.7%、30.5%。
3.原油物性差，水驱油效率低
受原油物性差及前期强注强采等综合因素影响，油藏注采通道狭窄，水驱驱油效率低。如卫58块的卫58-10井注水卫58-21见效见水含水高达95%以上，但距两井水线不到30米的卫10-24井补孔初期含水只有35.5%，说明卫58-10和58-21注采通道很窄。
三、主要研究内容及成果
1.主要研究内容
以“精细调整、立体开发”理论为指导，利用高精度三维地震技术精细刻画小断层，进行内部低幅度微构造描述，通过多种方法研究剩余油分布，在此基础上选择和改进适合卫城浅层油藏精细挖潜的综合配套工艺技术，进行精细立体挖潜，提高注水开发效益。重点开展了以下几方面的研究工作：
1.1精细构造研究-卫34块；
1.2可疑油层的评价研究-一上、三上4
1.3沉积微相研究-卫37、58、18块；
1.4剩余油分布规律研究；
1.5精细挖潜模式研究
2.主要技术经济指标
研究成果应用实施8口调整井，措施24井次，实现了卫城浅层油藏高含水开发期“储量和产量双增加、含水和递减双控制”的开发效果：
2.1注采系统得到优化，注采井数比由1：1.89上升为1：1.20；
2.2增加水驱控制储量85.3×104t，增加水驱动用储量56.4×104t；提高采收率1.9个百分点；
2.3新井及油井措施增油2.4×104t，水井措施后对应油井见效累计增油1.4×104t；
2.4综合含水下降2.1个百分点；
2.5老井递减由23.9%减缓到15.03%；
研究成果推广应用于生产实践，取得较好经济效益，按措施总投入0.55×108元，产出1.52×108元计算(原油4000元/吨)，投入产出比1：2.76。
四、主要创新点
1.精细构造储层研究，实现储量最大动用
一是应用高精度三维地震结合动态关系，对复杂区块构造进行重新认识（卫34块）、调整完善实现难动用储量的正常开发；二是通过深化储层的再认识，进行可疑层和低阻油层复查研究，实现了开发区内找新层。通过地面、井筒、地下三位一体的老井复查，运用录井、测井、试采资料逐井逐层寻找可疑层，对有一定厚度、有一定面积、可供开发的原则，提出试油意见。对试油结果为油层的井区，及时跟踪研究、及时调整和完善，最大限度的提高水驱动用程度。
2.精细相控剩余油描述，实现注采系统最大优化、层层充分动用
在相控剩余油分布、水驱规律认识基础上，根据不同油藏，适当调整注采井距，优化调整注采井网，提高储量控制程度。一是通过大位移定向钻井、水平井、大修换井底和转向注水技术的大胆应用实现井网的完善和层内驱油效率的提高；二是通过精细井组层间调整，提高一类和二、三类层分类储层的有效动用。
3.精细注采管理，实现含水上升最大控制、油井产能最大提高
一是在合适的区域实施周期注水、预见性调水；二是坚持开展新技术新工艺试验，污泥调剖、降粘解堵等技术的应用，难动用储量不断得以有效动用，为特殊油藏的有效开发提供了技术支撑。
4.经济与社会效益及对技术的主要推动作用
项目通过实施，实现了卫城浅层油藏高含水开发期“储量和产量的双增加、含水和递减的双控制”的良好开发效果：增加水驱控制储量85.3×104t，增加水驱动用储量56.4×104t；提高采收率1.9个百分点。综合含水下降2.1个百分点、老井递减由23.9%减缓到15.03%；
该成果推广应用于生产实践,取得较好经济效益：措施总投入0.55×108元，产出1.52×108元，投入产出比1：2.76。该项目的实施探索出了一套分类油藏提高水驱动用程度的研究方法、思路及挖潜措施，对同类型油藏的开发具有较好的参考和指导作用。 参考文献[1] 陈恭洋 王允诚《油气田地下地质学》2007年5月.[2] 金海英 《油气井生产动态分析》2011年11月.