卫22块高含水期增储上产研究

卫 22块高含水期增储上产研究

袁伟

中原油田文卫采油厂，山东 莘县 252429

摘要：卫22块进入高含水开发后期，综合含水达94.05%，采出程度高达51.42%。针对复杂带认识不清、主力区域剩余油分布极其零散、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题，开展增储上产研究，进行有效治理，实现滚动增产、老区稳产，采收率提高，开发效果明显改善。

主题词：卫22块 增储上产

一、研究背景

卫22块位于卫城构造北端，属东濮凹陷中央隆起带北部，是一个常温常压低渗复杂断块油藏。含油层位沙三中6-7、沙三下1-10，含油面积3.6平方公里，石油地质储量496.87万吨，可采储量273.46万吨，标定采收率55.04%。1982年投入正式开发，先后经历了产能建设阶段、注采完善高产稳产阶段、滚动增储，注采调整上产稳产阶段、综合治理稳产阶段、高含水期产量递减、滚动扩边流场调整等阶段。

在开发过程中主要存在三个方面的问题：一是受事故井以及局部构造复杂等影响，局部注采井网不完善；二是采出程度高，剩余油分布极其零散，处于“老区普遍分布、新区局部富集”的状态；三是流线流场固定，水驱效率变差。到2017年12月，区块日产液1229方，日产油73吨，综合含水高达94.05%，采出程度高达51.42%。油藏进入高含水开发期，针对复杂带认识不清、主力区域剩余油分布及其零散、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差、稳产难度大等问题，急需开展增储上产研究。

二、主要研究内容及成果

1、精细化基础研究

老区周边卫西断裂带开展构造精细研究。利用高精度三维地震资料，对卫西断阶带沙三下进行整体评价，开展断裂系统分析和构造精细解释。该区主要含油层位沙三下1-2砂组，发育反向断块圈闭，构造上受明5断裂、卫西断层及其伴生断层控制，内部发育多条小断层将构造进一步复杂化，在前期发现卫118断块的基础上，相继发现了卫102断块及卫103断块。共落实含油面积0.18平方公里，地质储量26.0万吨。

老区内部开展流线流场研究。树立“区块高含水不等于每口井高含水、油井高含水不等于每个层高含水、油层高含水不等于每个韵律段高含水、一个方向高含水不等于每个方向高含水、主力相带高含水不等于主力相带全部高含水”的理念。进一步细化分级，将原来含水大于95%细分为95%-97%和大于97%两个水淹级别。以沉积微相约束，引入流线流场，将剩余油分布划分为4个区域：非流线区、流线损坏区、非主流线区和主流线区，重新刻画剩余油图，将95%-97%的区域重新定义为“潜力储量”，实现一类层的二次动用。

2、精准化立体挖潜

在精细研究的基础上，开展“点、线、面、体”精准化立体挖潜。做细单井“点”工作、做通井间“线”工作、做精井组“面”工作、做实油藏“体”工作。从老区周边及老区内部两方面入手，老区周边通过滚动增储增加产能；老区内部通过变流线、调流场，精细注采调整，提高剩余油富集区动用，稳定老区产量。通过“一增一稳”实现高含水期增储上产。

强化卫22块周边构造研究，通过滚动增储提高产能。针对新落实的卫118断块、卫102块和卫103块，实施调整井6口、利用老井侧钻1口，增加动用储量42.0万吨，累增油1.24万吨。

老区内部通过流场调整，进一步提高水驱动用。以现有井点为基础，优化注采流线，构建适应剩余油分布的平面井网，纵向上继续保持七套层系开发，以流线流场调整为抓手，进一步提高水驱开发效果。对于平面、层间不完善导致没有流线的井区，通过转注、补孔，新建流线；对于事故导致井网损坏，流线缺失的井区，通过大修、邻井替代恢复流线；对于流线固化动用不均衡的井区，通过增注、重组细分、堵调结合控制主流线方向注采，强化弱流线水驱注采，实现最大动用。新建流线15条，恢复流线5条，强化流线22条，控制流线23条，累增油0.3542万吨，增加水驱控制储量15.2万吨，增加水驱动用储量13.9万吨。

3、精益化注采管理

依托信息化优势，提高动态变化响应。利用信息化数据实时传输的特点，一是通过示功图等数据的实时变化及时发现单井异常，及早制定措施解决；二是变“日观察，旬分析，月总结”为“班观察，周分析，旬总结”，加快动态分析节奏，提高了分析精准度。

综合分类调水技术集成应用。一是把动态调水工作当水井措施一样对待，对每个开发层系及每个注采井组的注采强度、注采比等进行分析，针对不同开发阶段，及时提出调配建议并论证实施，做到一井一策；二是建立精细调配管理长效机制，做好“六个精细”： 精细分层、精细配水、精细测调、精细评价、精细分析、精细管理，保证注好水，效益注水；三是探索综合分类调水新方法，开展不同种调水方式驱油机理及适应评价研究，形成了一套综合分类调水技术。

三、现场应用情况及效果

按照整体部署、分批实施，经济高效的原则，依靠现有的成熟配套工艺技术，对储层进行分类治理，开发效果明显改善。共实施新井投产7口井，配套油水井措施41井次，其中油井措施17井次，水井实施24井次。新建及调整流线65条，油水井措施见效累增油1.5968万吨。

区块年产油量从2016年的2.7676万吨上升到2019年的3.3384万吨；减少低无效注水16.58万方，低无效产液6.42万方；水驱控制、动用储量分别增加15.2、13.9万吨，可采储量增加7.6万吨，水驱采收率提高1.5%；自然递减从2017年的9.14%下降到2019年的-15.25%，下降24.39个百分点。

新井、措施及见效增油15968吨，投入1933.5万元。每方液量处理费用及每方水量注入费用按17元、吨油价格按3380元计算，实现销售收入5803.73万元，创效3870.23万元，投入产出比为1:3.0。

五、结论与认识

1、高含水期油藏，通过制定合理的精细挖潜策略也能实现增储上产；

2、高含水期油藏，不断开展流线、流场调整，是开发后期老区稳产和进一步提高采收率的有效手段。

【参考文献】

[1] 景永红. 卫22块特高含水期调流场技术研究，工程技术，2017年3月04。

[2]景永红.卫城特高含水油藏精细挖潜研究.2018.6；

作者简介：袁伟，男，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。