S20 东断块剩余油挖潜研究与应用

陈 曦

（江苏油田采油一厂，江苏扬州 225265）

S20 断块位于高邮凹陷北斜坡中段，是一条北东向弧形断层遮挡的断块构造，内部发育一条羽状断层，将S20 块分为东西两部分。其中S20 东含油层系为E1f23、E1f11、E1f12砂层组。断块含油面积1.6 km2，地质储量253×104t，其中E1f23储量126×104t，E1f11储量98×104t，E1f12储量29×104t。S20 东断块标定可采储量68.3×104t，标定采收率27%。

S20 东断块油藏于1999 年7 月至2020 年6 月实施产建投入开发，采用点状注水，注采井网不完善，主要依靠天然能量开采。2001 年6 月至2005 年7 月，实施注采完善，采用不规则的三角形井网，转为注水开发，2005 年8 月至2009 年6 月，依据油藏形态与开发效果分析结论，开展了细分加密调整，构造西翼与南部由一套井网细分为E1f23、E1f1两套井网，构造北块采油井采取逐层上返开发方式，全区注水井采用分注工艺，实施细分注水。2009 年7 月至2018 年6 月，随着套损井增多、井网破坏严重，采油井水淹，油藏产量递减快。

1 存在主要问题

1.1 注采井网适应性变差

S20 东断块采取低注高采井网开发，采油井距为150～200 m，储量控制程度最高达89.12%，由于采油井套损、水淹调层停井等因素影响，部分井区井网控制程度大大降低。S20 东断块水驱动用程度较低，保持在51.1%～62.6%。水驱控制程度高但水驱动用程度低，说明目前的注采井网具有进一步调整的潜力。

1.2 层间矛盾突出，注水效果变差

受层间非均质性及井筒状况恶化影响，目前注水井主吸层大多为E1f23-2、E1f11-4-5，吸水比较差的是E1f23-1，3，4，5、E1f11-1，3，6、E1f12-1，2，3，5砂体，层间矛盾突出，注水开发效果持续变差。

2 地质再认识

本次研究是在前人研究基础上，重点开展了断层边界研究。采取了多层系立体对比进行断点识别与分析，综合地质、物探、油藏等多元标定开展断层分级解释与刻画，利用断面交汇等手段综合校正断层位置与走向，并开展多层面出图卡控断层立体边界。

2.1 多层系立体对比识别断点

针对S20 东断块E1f2+1目的层段开展老区再梳理对比，选取E1f2地层钻遇全的构造低部位的S20-43 井、S20-44 井作为对比参照井，从曲线特征上看，R2.5 m电阻率曲线特征明显，可对性很强。对比过程中发现，各井E1f2内断点很好识别，且断点位置基本都较高，但断距仅20 m 左右，若作为主控油断层与原有断距认识不匹配，且与该块E1f2+1在60 m 左右的含油井段不符，该断层只能作为小断层，主控断层断点还要进一步深入对比。

由于该区火成岩侵入影响，从上到下多层系重新梳理，研究认为该区域火成岩基本不占原地层厚度，筛查选取了S20-83 井作为E1f3钻遇全的对比参照井，选取可对性强的感应组合特征，并利用拼接曲线开展对比，在E1f3下部到E1f2上部识别出大断点F1，断距在150～180 m，分析认为是该区的主控油断层，大断点F1比小断点F2 的位置更高，说明S20 东断块主控油断层有外推的可能，有待进一步刻画。

2.2 井断点约束下开展地震解释

在井断点约束下，综合应用钻井、地震等资料，刻画断层线，解决地震资料多解性问题[1]。

单靠地震解释准确度不高，通过地质分层的加载，严格按照地质识别的F1、F2 断点开展井震结合解释。该块地震呈现双断面波现象：与原解释方案对比，主控大断层F1 由贴靠双断面内轴改为贴靠外轴，断层较缓；小断层F2 贴靠内轴，按照新的解释方案，主控断层实现外推60 m 左右。

2.3 断面交汇校正断层位置

结合地震解释结果，综合考虑解释精度与解释误差，利用断面交汇图对断层的精确位置进一步修正，校准断层走向，为最终地质成图做准备。

2.4 多层面出图验证断层一致性

将多层面断层线叠合，检查断层空间上发育的继承性以及同一条断层浅、中、深层位在空间上走向的一致性，避免出现上下断层线“交叉打架”的现象。这种方法可以有效地检验断层空间组合的合理性。S20 东断块从上到下可以分为E1f23、E1f11、E1f12、E1f13四个含油层段。由于主控断层倾角较缓，每个层段外推所呈现的断层外扩程度及剩余油挖潜空间不一样，分四个层段成图，奠定挖潜基础。

通过新一轮的地质再认识，S20 东块断层均有所外推，S20 东新增含油面积1.74 km2、地质储量59×104t。

3 剩余油潜力研究

应用油藏数值模拟技术，定量分析S20 东剩余油分布状况，结合油水井生产动态分析，认为S20 东断块剩余油潜力区主要在高部位断层区、断层侧边（夹角）区以及主力井网滞留区三类。

3.1 高部位断层区

受前期认识影响，区块断层附近油水井点少，该区域位置相对较高，受重力、油井节流等因素影响，储量动用程度低、剩余油相对富集，且越靠近断层，剩余油富集程度越高。从模拟结果上看，高部位断层区是S20东油藏富集程度最高的类型。

如E1f23-2，3砂体储层物性好，水驱效果较好，剩余油分布较零散，主要集中分布于断层边部、构造高部位和井网未完善处。

3.2 断层侧边（夹角）区

受断层一侧、夹角两侧断层遮挡作用及采油井节流作用的控制，边水或注入水难以波及采油井与断层之间的区域，因此区域内剩余油相对富集，具备一定挖潜潜力。

如E1f11砂层组：含油带较窄，在边部注入水及弱边水驱的作用下，剩余油分布相对较零散。从剩余油饱和度分布图来看，剩余油主要位于构造西部断层侧边区域井网区，砂体内部储层物性好的区域，水淹程度严重。

3.3 主力井网滞留区

断块油藏主力井网区域，油水井点多，油水关系复杂，油水运动主要受注采井网生产动态及储层物性综合控制，剩余油主要富集在弱流线上的水动力滞留区以及低渗条带控制的差储层井区。该类型剩余油潜力最小。

如E1f12-1砂体S20-33 井区，受储层物性变化和注水井注水量低影响，剩余油相对富集。

4 剩余油挖潜对策研究

根据S20 东油藏剩余油富集区域及规模，结合现有的注采井网，研究形成以注采调控为主、局部潜力区新井挖潜的差异化挖潜对策[2]。

4.1 高部位断层区

该区域存在问题是如何提高区域内储量动用和水驱控制。因此挖潜思路对策主要有：（1）新井或侧钻挖潜，可采取新井或侧钻挖潜；（2）增加驱替压力梯度、扩大水驱波及范围，如提液、注采耦合技术。

4.2 断层侧边（夹角）区

该类型剩余油开发存在问题与挖潜思路与断角剩余油相似，挖潜对策主要有：（1）剩余油富集程度较高时，采取新井或侧钻加密挖潜；（2）当断层区剩余油弱富集时，可应用水动力方法挖潜剩余油，如转变注水方式，高部位注水开发。

4.3 主力井网滞留区

主力井网区面临如何提高非主流线、滞留区水驱波及、井网控制区驱油效率问题，因此挖潜思路主要是基于完善的注采井网，通过流场优化，实现均衡驱替。挖潜对策有：（1）实施转注、注采或措施层系归位，进一步完善井网；（2）实施流场优化，如井网转换、注采调整等方式，改变固有的水流流线方向，提高水驱波及系数[3]。

5 挖潜方案应用效果

根据挖潜对策，形成并实施S20 东剩余油断块滚动扩边及剩余油挖潜方案，提高储量控制与动用。

研究期内实施新井、侧钻井6 口，累积产油1.48×104t，油井措施9 井次，注水井措施2 井次，累积增油0.611 7×104t，取得较好调整效果。

5.1 新增动用地质储量

根据地质再认识及剩余油潜力，实施了S20 东滚动扩边及井网完善工作，根据测算，S20 东断块新增动用储量87.2×104t。

5.2 井口日产油水平大幅提高

井口日产油水平由2018 年底51.1 t 上升到70.1 t，按照递减法测算，预计提高单元采收率2.98%。

6 结论与认识

近年来，通过加强基础研究、强化水驱调整、精细措施挖潜，为S20 东断块的稳产工作打好了坚实的基础。

从现场挖潜效果来看，构造高部位、断层附近的剩余油潜力较大、挖潜效益较好，仍是下步挖潜的主力方向，下步需要加强地质再认识工作。