关键词：高压低渗、采油速度 、自然递减率、层间矛盾、表活剂吞吐
一、文13西块开发现状
中原油田文13西块油藏属高压低渗油藏，因物性差，开发难度大于高渗油藏,在开发后期更是具有采油速度低、耗水量大、措施效果变差、井况恶化、开发经济效益下降等开发特点。主要表现在采出程度高，剩余油分布更加分散、零散，地质开发中认识和挖潜难度大。如何利用现有技术和资料寻找、认识和挖掘剩余油，从而降低递减率是开发工作的一项重点。
截至2018年12月底，该区块共有油水井111口（油井64口、水井47口），注采井数比1：1.36。油井开井54口，井口日产液1341t，日产油65.1t，综合含水95.1%，采油速度0.19%，地质采出程度34.42%，自然递减19.81%，综合递减14.92%，平均动液面1448m。水井开井37口，日注水量1652m3，单井日注45m3，月注采比为1.16，累积注采比为1.13。
文13西块油藏在开发中存在以下几方面的突出问题：
1、西南块构造复杂，部分条带注采不完善
文13西南块受盐拱和文东Ⅲ号断层的影响构造异常复杂，断块多且零碎，2.3Km2的含油面积内发育26条断层，交油藏分割成17个小断块，最大的断块仅有0.355Km2，最小的断块不足0.02 Km2，大部分断块面积在0.05-0.1 Km2之间，65%的储量分布在小于0.2km2断块内。由于断块小且基本为条带状，井网控制程度低，注采井网不完善，水驱动用程度低。
2、主块水淹严重，挖潜难度大
文13西主块超过80%的油井含水大于95%，整体呈现高采出高含水，剩余油分布零散，平面、层间分布规律认识难度大。
二、开发目标
在开展精细构造研究、沉积相研究、剩余油分布规律研究、水驱提效开发技术政策、表活剂驱研究的基础上，贯彻以“效益开发”为中心的思路，围绕油藏存量的提质增效，将研究成果应用到开发实践，做好“产液、注水、措施”三个结构调整，夯实稳产基础，减缓自然递减，控制含水上升速度，油藏开发效益得到提升。
三、开发措施
1、针对局部构造复杂的问题，加强研究，减小构造对开发的影响，加深调整、侧钻、换井底等手段挖潜构造复，使得构造复杂带剩余油得到挖潜。
2、针对注采井网不完善的问题，应用转注、大修恢复完善区块注采井网，使研究内的每口油井达到双向或多向受控。
3、针对层间调整比较困难的问题，大修下4吋套等缩小井段强化层间动用，发挥井最大潜能。
4、针对油藏非均质性严重，层间矛盾突出的问题，应用“分、堵、解、调”调整注水结构，实施压裂引效、堵水、重炮、对应补孔、解堵等提高低效井产能，使各小层得到均衡动用。
四、措施具体实施情况
1、在精细构造认识及剩余油研究的基础上，强化注采井网平面完善，提升油藏水驱动用程度
1）老井侧钻、转注完善注采井网，提高水驱动用程度
文13-321条带内有注无采，断带内高部位断层遮挡剩余油富集。利用老井侧钻2井次，形成1注2采井网，恢复水驱控制储量9.8×104t，水驱动用储量5.5×104t，可采储量2.1×104t。初期日产油11.6t，阶段产油1096t，取得了较好的效果。
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2）老井转注完善注采井网，提高水驱动用程度
在构造新认识的基础上，转注1井次（文13-352），完善注采井网，增加水驱控制储量7.5×104t ，增加水驱动用储量4.2×104t。
2、精细层间调整，提高二三类层动用程度
通过精细储层连通性研究，二三类层单独组网，提高水驱动用程度。经长期开发，文13西主块S3中94-5主力层水淹严重，因层间隔层小，无法分注，2006年以来，在高部位通过下4寸套,逐步建立四注四采井网，增加水驱控制储量24.5万吨，水驱动用储量16.2万吨，累积增油12670t。
3、弹性区低产井利用表活剂吞吐技术，提升单井产能
针对独立小断块，无法水驱的单井，利用表活剂降粘解堵的作用，开展表活剂吞吐试验。初期日增油1.4t，阶段增油75t。
4、开展小井距低强度注水试验
针对条带窄、井距近的井组，采用低强度温和注水及周期注水相结合的注水试验。如新文13-192井组，对水井新文13-192井钻塞分注进行小井距注水，取得了一定的效果，日增油0.5t，阶段增油42t。
5、通过水井补孔差层，进行层间调整
文13-83井，分注加强13-281的S3中95层能量供给，实施后目前油压27.5MPa，套压22 MPa，日注水50m3/d，分注有效，下步密切关注油井见效情况。
6、依托相控剩余油研究，主块实施换向、变强度水驱
文13西主块，结合相控剩余油研究，提升分层水驱规律认识，油井实施“控液”、“提液”，水井实施“降”“变”“稳”，全方位实施注水和产液结构调整，努力改善单元水驱效果。共实施提液3井次，水井加强注水4井次，控制注水6井次，稳定注水4井次，取得了良好的稳产效果，日产液、日产油、含水保持稳定。
针对9个井组，共实施提液3井次，水井加强注水4井次，控制注水6井次，稳定注水4井次；通过调整后，单元日产液、日产油、含水保持稳定，自然递减控制在14.0%以内，取得了良好的稳产效果。
7、文13西主块平面完善
文13-53井于2014年11月30日因低效拔管收油至今，为改变水流方向，提高水驱效率，提出对低效井13-53实施转注对应气13-1、气13-3注水，2019年1月16日作业完井注水，累计注水17473方，油井保持稳定生产。
五、措施调整效果
措施调整后，有效地减缓了文13西块自然递减，自然递减由原来的18.7%下降到目前的14.41%。
恢复完善6个注采井组，增加水驱控制储量17.3×104t，增加水驱动用储量9.7×104t；
油井受控程度及受效情况有所好转，受控井比例增加3.7个百分点，受控见效井比例增加5.6个百分点；
总体来看，通过注采调整，目前水驱控制及动用程度均有所提高，水驱状况变好。
措施费用275.2万元，措施增油1845吨； 油价按60美元/桶计算，创产值526.5万元，投入产出比1：1.9
六、几点认识
通过一年的实施，结合油藏开发管理，取得了四点认识，首先弄清楚剩余油分布是搞好油藏开发的基础；其次，完善的注采井网是搞好油藏开发的关键；再次，精细到层调整治理是搞好油藏开发的手段；最后，精细的注采管理是搞好油藏开发的保证。
通过对文13西块油藏进一步的研究，取得了良好的经济效益和社会效益，在油田开发中，如何用最小的投入让油井产生最大的经济效益仍是主要工作方向，下步开发工作重点是精细井组注采管理，强化动态注水调整，以确保井组产量稳定，减缓老井产量递减为目标，努力实现油藏有效益开发，努力确保油井以最佳的工作状态产出最大的生产效益。
论文作者:马红军,扈希美,蒲海龙,张艳华
论文发表刊物:《工程管理前沿》2020年1月第3期
论文发表时间:2020/4/22
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