衛城油田高含水期改善開發效益研究

【摘?要】油田進入高含水期后，由于長期的強注強采，油藏的非均質性和的歷史水驅流線的不均勻性，使剩余油高度分散而又局部相對富集，低效油水井增多，開發效益變差。本次通過精細地質基礎研究，搞清剩余油的分布規律，有針對性的實施挖潛措施，實現層間最大動用，最終達到降低開發成本、增加產量的目的.

【關鍵詞】高含水期;剩余油;挖潛;降成本;增產量

1?研究背景

衛城油田地質構造屬于東濮凹陷中央隆起帶北端，構造背景為一穹隆背斜。是一個復雜斷塊油氣藏，表現為構造復雜，含油井段長，儲層巖性復雜，油層層間和平面非均質性強，儲層油氣水關系復雜。1980年先后投入滾動勘探開發，含油層位沙一上到三疊等十套開發層系24個開發單元，動用含油面積26.1km，石油地質儲量4489.0×10t。截至到2018年12月，已經有衛22、衛360、衛2、衛81、衛18、衛10、衛58等14個開發單元進入高含水開發階段，日產液5274t，日產油342t，綜合含水93.5%。經過30多年的開發，井況損壞嚴重、低效油水井增多、剩余油分布越來越復雜，開發成本高。在低油價下如何改善高含水期油藏開發效益，是地質開發技術人員研究的重點。

2?研究內容

針對衛城油田高含水油藏低效油水井多，開發效益差的問題，先后開展了以下幾項研究：

2.1?沉積微相研究：本次沉積微相研究以單砂體為單元，以前沉積微相研究只是分析到小層。在高分辨率層序地層學研究的基礎上，通過巖心觀察和描述，結合大量的測井、錄井、分析化驗等資料，在單井相分析、連井對比相分析的基礎上，結合砂體平面分布特征主要對衛22、衛58、衛360的沉積相分布特征進行了綜合表征，繪制單砂體微相圖105張，建立了沉積模型。

2.2?流場現狀及剩余油分布研究：在沉積微相研究的基礎上，以單井、井組、井區為單元，依據動態因素和靜態因素的制約，開展了衛10、衛2、衛58、衛22等區塊精細平面注采及層間分層動用狀況研究，進行非流線區、流線損壞區、非主流線區和主流線區流線劃分，得出：油藏的可動油高值區域一般存在于砂巖尖滅區、流線損壞區和主流線區，并大多呈分散狀、片狀、連續狀分布。計算求取了不同控制類型控制可動油儲量、不同含水級別下油層控制可動油儲量、不同沉積微相類型下油層控制可動油儲量，明確了挖潛方向。

2.3?調流場技術研究：依據剩余油精細研究結果，按照剩余可動油分布模式采取不同的流場調整方式，通過對衛22、衛58、衛81等區塊新建流線、恢復流場、控制主流線區、加強非主流線區，充分發揮各類儲層潛力，實現層間最大動用。

2.4?高含水油藏改善開發效益研究：在精細地質研究的基礎上，以效益為中心，平面上通過大修、轉注、長關井利用恢復完善優化注采井網;縱向上水井通過分注、重分、細分、酸化等主要手段加強潛力層動用，對應油井通過完善補孔、酸化解堵、提液等提高單井產能;管理上精細注采調配，不斷提高水驅油效率，實現高含水油藏平面、層間最大動用。

3?現場應用情況及效果

該項目共實施平面井完善11井次、層間精細注采調整45井次、精細調配163井次，措施及見效年累增油1.1297×10t，控制低無效注水量9.9×10m，控制低無效產液量13.3×10t。增加水驅控制儲量29×10t，增加水驅動用儲量25.1×10t。

3.1?平面上實施大修、轉注、長關井恢復、跨層系回采等完善注采井網

通過精細井區剩余油研究，實施大修4口、長關井恢復2口、跨層系回采2口、轉注3口，增加油井受效方向12個，增加水驅控制儲量29×10t，增加水驅動用儲量14.5×10t，年累增油2724t。如：衛58塊的衛122 事故井區，分析認為滯流區剩余油比較富集，2019年1月對衛122井大修換井底恢復生產，完善了沙二上1兩注一采井網，增加水驅動用儲量6.0×10t，日增油2.9t，年增油1051t。

3.2?水井采取“分、解、補”，實施層間精細調整，優化注水層段

在強化剩余油分布研究的基礎上，搞清各小層分層動用狀況及剩余油潛力，水井采取“分、解、補”相結合的辦法調整注水結構，實施措施33井次，增加有效注水0.048×10m，降低低無效注水9.9×10m，年累增油1668t。

3.3 油井采取“補、堵、解、”實施層間精細調整，優化采油層段。

在精細注水結構調整的基礎上，強化油井措施效益論證，優化采液結構調整。主要強化注采對應及剩余油富集段補孔、堵水、酸化等措施。實施措施12井次，措施有效率94.1%，年累增油2164t，控制低無效產液量13.3×10t。

3.4?精細注采調配，不斷創新注水方式，進行流線流場調整，提高水驅油效率。

針對衛58、衛22、衛81等開發單元儲層非均質性較強，原有的流場與剩余油分布適應性逐步變差，剩余油富集區流場缺失及弱勢流場見效差，而優勢流場區低效循環，驅油效率低這些問題，開展變流線、調流場。通過日常動態調配以及優選井組實施變強度注水改變流線，共實施調水168井次，明顯見效增油45井次，年累增油4741.8t，取得了較好的效果。

4?經濟效益評價

該項目共實施油水井措施56井次，措施及見效增油11297t，控制低無效注水9.6×10m，控制低無效產液13.3×10m。項目投入2190.0萬元，每噸油按3380元，每方水按10元計算，實現銷售收入4047.8萬元，創利潤1857.8萬元，投入產出比1：1.85。

通過該項目的實施，探索出了一套適合高含水期改善開發效益的辦法，對其它同類油藏具有一定的參考和借鑒作用。

5?結論

5.1?沉積相研究細化到單砂體，提高挖潛剩余油的針對性，是高含水油藏穩油控水開發的有效手段。

5.2?不斷創新注水方式，持續提高水驅波及體積，是低油價下改善高含水油藏開發效果的一種有效途徑。

參考文獻：

[1] 王忠和等.優勢流場研究.2015年;

[2] 俞啟泰.關于剩余油研究的探討.石油勘探與開發[J]，1997年.

作者簡介：

李素芹，女，高級工程師，中原油田文衛采油廠從事油氣田開發研究管理工作。

（作者單位：中原油田分公司文衛采油廠）