卫22块提高水驱开发效果做法与认识

【摘 要】针对卫22块构造相对简单、储层发育稳定、井段长、含油砂组多的特点，应用成熟配套工艺技术，持续开展细分注水，水驱开发效果比较好。近两年对标坪北，通过“精细化研究、精准化挖潜、精益化管理”，实现了老油藏储量增加、产量上升，水驱效果进一步提高。

【关键词】水驱开发;流线;精细化研究;精准化挖潜;精益化管理

1 油藏开发面临的主要问题

2017年来油藏开发面临以下两个不利因素：一是西南部卫西断裂带构造复杂认识程度低，油藏开发受到制约;二是主力区域剩余油分布更加零散、水驱流线方向相对固定、产量递减比较快，如何进一步提高水驱动用，保证老区产量稳定面临很大挑战。

2 进一步提高水驱开发效果的主要做法

针对新挑战，我们对标坪北，及时转变观念，打破老油藏产量递减天经地义的常规思想，突出了“精细化研究、精准化挖潜、精益化管理”，实现了老油藏储量增加、产量上升，水驱开发效果进一步提高。

2.1 精细化基础研究

2.1.1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。卫118断块区位于卫城油气田主体西部，主要含油层位沙三下1-2砂组，发育反向断块圈闭，油藏埋深2780-2880m。西以卫21断层为界，东接卫22主块，南接卫11断块区，北连卫城油田。该区构造上受明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断块卫22-103块与南部的卫118块、卫22-102块同在一个构造条带中，是受卫西Ⅰ号断层与卫21东断层夹持所形成的顺向断块，卫22-102北块与卫22-102块被卫22-102北断层分隔。共落实含油面积0.18Km，地质储量26.0×10t。

2.1.2 老区内部开展流线流场研究

针对老区内部，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。

一是应用开发动态分析法研究剩余油，依据大量的静态资料、油藏动态监测资料、水淹层解释资料和开发单井数据，进一步细化剩余油分级，将原来含水大于95%细分为95%-97%和大于97%两个水淹级别。

二是以沉积微相约束，并引入流线流场概念，进行综合分析判定，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，重新绘制各小层平面剩余油图，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。

2.2 精准化立体挖潜

2.2.1 强化卫22块南部构造研究，通过滚动增储提高产能

利用高精度三维地震资料对卫22块南部卫西断阶带进行研究，搞清构造变化，提高储量动用，在前期发现卫118块的基础上，先后落实卫102块和卫103块。实施调整井4口、利用老井侧钻1口，增加动用储量26.0×10t，累增油0.41×10t。

2.2.2 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，措施见效累增油0.49×10t，增加水驱控制储量15.2×10t，增加水驱动用储量13.9×10t。

2.3 精益化注采管理

2.3.1 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”，加快了动态分析节奏，提高了油藏分析的精准度。

2.3.2 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，针对井组不同开发阶段，及时提出调配建议并论证实施，编制分井组、区块配注调整方案;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。在精细剩余油研究基础上、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，实施大井区预警式联动调水。

3 实施效果

通过周边滚动增储和老区流线流场调整，卫22块实现了进一步提高水驱开发效果的目标。与2018年相比：新增经济可采储量14.2×10t，年产油增加0.58×10t，综合含水下降0.15个百分点，水驱采收率提高1.2个百分点，达到55.04%，自然递减下降到-13.33%。

4 认识与体会

4.1高含水油藏开展流线、流场调整，是开发后期老区稳产的有效手段。

4.2開发政策符合油藏特点，老油藏才可以进一步提高水驱开发效果。

参考文献：

[1] 胡望水等.卫22块单砂体精细刻画及水驱潜力研究.2015年;

[2] 景永红.卫城特高含水油藏精细挖潜研究.2018.6;

[3] 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。

（作者单位：中原油田文卫采油厂）