景永红
中原油田文卫采油厂，山东 莘县 252429
摘要：卫22块经过近40年的高速高效开发，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、稳产难度大的问题，开展了稳产技术研究及应用，实现了可采储量增加、年产量增加、综合含水下降、递减明显下降。
主题词：稳产对策；流线流场调整；精细注采调整
1 研究背景
卫22块位于卫城构造北端，区域构造属东濮凹陷中央隆起带北部，是一个常温常压、低渗透、复杂断块油藏。卫22块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、高含水期产量递减等五个开发阶段。经过近40年的高速高效开发，到2019年12月，区块日产液1253t，日产油80t，综合含水93.47%，采出程度49.45%。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、稳产难度大的问题，急需开展稳产研究。
2 主要研究内容
针对存在问题，主要开展了下面四项针对性研究。
2.1 构造精细解释研究
利用高精度三维地震资料，采取“动静结合、井震结合”的解释方法，对卫22块中部复杂带构造精细解释研究，解决了中部复杂带注采矛盾。绘制构造图4张，修改断层3条，刻画出卫22-110断块。新增动用含油面积0.06km2，新增动用地质储量13.8×104t。
2.2 油藏主力区域剩余油精细研究
在油藏数值模拟研究的基础上开展剩余油分布及定量描述研究，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制可动油储量，编制剩余油图35幅。
2.3 流场现状及调流场技术研究
影响流场有两方面的因素，即动态因素和静态因素。依据不同因素的制约，把卫22块现在的流场划分为4个区域：非流线区、流线损坏区、非主流线区和主流线区，对每个区域储量动用情况进行了研究，为下一步剩余油精细研究提供了基础。
依据剩余油精细研究结果，按照剩余油分布模式采取不同的流场调整方式，通过新建流线、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，实现平面、层间最大动用，共绘制流线流场图12幅。
2.4 稳产对策研究
思路：从构造复杂带和老区内部两个方面入手，复杂带强化构造研究，通过增储增加产能；老区内部在细化剩余油再认识的基础上，通过变流线、调流场，开展精细注采调整，控制强水淹区动用，提高剩余油富集区动用，稳定老区产量。通过“一稳一增”实现老油藏高含水期增储稳产。
对策：一是强化卫22块中部复杂带构造精细解释研究，通过部署调整井和侧钻井，实现增储上产；二是老区内根据剩余油研究结果，按照流场强弱把油藏划分为非流线区、流线损坏区、非主流线区和主流线区，对每个区域储量动用情况进行研究，针对性对每个区域开展变流线、调流场精细注采调整，实现稳产。
3 现场应用情况
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，开展增储稳产研究，开发效果明显改善。该项目共实施新井2口，油水井措施20井次，其中油井措施2井次，水井实施18井次。
3.1 中部复杂带储量增加产能提升
卫22块中部复杂带实施调整井2口，增加动用储量13.8×104t，增油2146t。
3.2 老区内部精细注采调整
3.2.1 做好平面注采完善，增加水驱控制水驱动用
对于新建产能区和事故导致注采井网不完善的井区，通过转注、大修、平面补孔完善井网。2020年来实施转注2口、大修1口，对应完善补孔2口，措施及见效增油851t。如卫22块西转注2口井，注采井网基本完善。卫22-侧25井转注后对应油井卫22-101井压裂引效，日增油6t。
3.2.2 强化层间精细注采调整，增加水驱动用
卫22块是多油层油藏，共有12个砂组38个小层，针对开发后期剩余油分布特点，以注水井为中心，实施井组层间精细注采调整，2020年以来，共实施对应补孔、分注重分、增注13口井，见效增油1007t。如卫22-83井2020.1.22结合检管细分后，启动原不吸水层沙三下6,6.1m/2层，对应油井卫22-53井明显见效，日增油1.1t，井组年见效增油182.6吨。
3.2.3强化日常注采管理，做好流线流场调整工作，提升效益油
开展大井区联动注采调整，在保持井区总体能量基本稳定的前提下，主流线方向控制注水、控制产液，弱流线方向加强注水、油井提液。2020年实施流线调整93井次，控制低无效注水量4.3×104m3、控制低无效产液量5.1×104t，见效增油1031t。
4 开发效果
4.1 年产油量上升0.0426×104t，措施及见效增油0.5035×104t；
4.2 减少低无效注水4.3×104m3，减少低无效产液5.1×104m3；
4.3 水驱控制、水驱动用储量分别增加13.0×104t、10.1×104t，可采储量增加6.6×104t，采收率提高1.3个百分点；
4.4 自然递减、综合递减分别控制在5.46%和4.65%。
5 认识与体会
5.1 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。
5.2 不断创新开展流线、流场调整，是老油藏开发后期效益挖潜和进一步提高采收率的有效手段。
【参考文献】
[1]罗鹏飞.注水砂岩油藏稳产研究与实践.2016年；
[2]景永红.卫城特高含水油藏精细挖潜研究.2018.6；
[3]候湘琪等.油藏围产技术措施研究.2016年；
[4]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。
作者简介：景永红，男，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。