摘要：某区块经过30多年的注水开发，目前面临着井况恶化，注水利用率低等诸多因素，严重制约着油藏的合理开发，文章通过对区块开发历史，现状等剖析，找到症结所在，提出诸如细分重组，注采液量研究，注水方式的选择等多种开发方式，减缓因目前低油价的大环境对油藏开发带来的不利影响，同时提出应对高含水油藏开发管理方式的见解，有助于提高严重非均质高含水油藏效益开发，提高采收率。
关键词：高含水油藏 非均质 效益开发
一、油藏概况
（一）油田概况
区块目前开发共划分9套层系，地质储量1073.03万吨，可采储量296.64万吨，标定采收率27.65%。纵向上储层由多级级差序列组成，三大矛盾异常突出。平面级差主要分布范围50—150，小层平面级差大于50的占88.5%，小层平面突进系数主要分布范围2—8。小层平面变异系数较大，大于0.8的占80%以上。单井渗透率分布范围10—2000×10-3um2，单井层间级差很大，主要分布在50—100，级差大于50的占70.1%，单井层间突进系数主要范围2—6，占统计总数的82.9%，单井层间变异系数主要分布范围0.8—1.2，变异系数大于0.8的占83.5%。
（二）影响开发效益的主要因素
1、单井平均产能较低，油水井呈现“高含水、高耗水”生产状态
目前单井产能较低，单井平均产能仅1t，油井综合含水高达97.02%。在长期注水开发中，水井易发育大孔道，造成部分井组层间上出现新的开发矛盾。统计近期所测2013-2018年83口井吸水剖面资料，有49.8%的层在目前井网条件下没有得到动用；其中吸水超过70%的层占了15.6%。
2、注采管理及开发调整难度日益加大
区块含油层多，但经过历史上长期的注水开发及多次注采关系转换，造成层间及平面剩余油认识难度加大，同时单井射孔程度高，多层出水较普遍，封堵层段多，造成井筒条件复杂，易发生井况，油藏的注采调整难度日益加大，无形中也增加了开发成本的投入。
二、效益开发对策研究
1、主要开发技术
（1）重组优化开发技术
厚油层层内潜力重组：主要以层内韵律段剩余油为主。利用电测、动态监测资料、取心资料等对层内韵律段进行隔夹层识别、划分，搞清其平面、纵向发育规律。利用监测资料、动态分析资料等结合隔夹层的展布规律进行层内韵律段剩余油定量描述，厚油层水淹相对较弱、潜力较大的韵律段潜力段,通过选择性射孔挖潜。
高含水主力层重组：主要以局部滞留区及微观剩余油为主。加强平面剩余油分布研究，明确潜力富集区和富集层，强化沉积微相对开发井网、剩余油控制作用的研究，以井组为中心，将特性相近的储层组合起来，优化平面注采井网，建立与沉积微相、剩余油相匹配的注采井网。单独采一个极小厚度的韵律段，必然造成单井控制储量低，产能低，有效期短，效益差，而其它储层储量无法控制，油藏稳产基础薄弱，递减控制难度大。因此可以将层段相近、物性相近的一类层储层韵律段组合在一起开发，实现储量动用最大化。
（2）不稳定注水技术
为进一步提高注水利用率，提高注水效果，对注采井组实施差异化管理，针对不同井组特点，建立动态调水流程，探索“一井组一策略”的调水方式，将调水分为连续注水和间歇注水两大类，进一步细化为逐级提压降压注水、温和注水、强化注水、脉冲注水、层间轮换注水、平面换向注水、周期注水等动态调水方式，立足油藏宏观注水调控，为井组稳产提供有力支持，实现递减减缓、降低成本投入。
2、开发对策
思路：以经济效益为中心，深化油藏精细研究，以低投入的技术及开发手段，实现油藏的有序开发及效益提升。
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具体对策：一是加强剩余油分布研究，二是优化措施结构，三是优化油藏方案部署及运行。
（1）、加强剩余油分布研究
①剩余油含水分级研究
以储层渗透率为约束，运用各类动态资料，明确各砂体不同沉积相带的水淹特征，并对主力层进行剩余油含水分级研究，将原水淹图的三个级别（水淹区、动用区、未动用区）依据含水划分为六个级别（fw≥98%、98%＞fw≥95%、95%＞fw≥90%、90%＞fw≥80%、80%＞fw≥70%，70%＞fw）。
②层内剩余油研究
主要思路：基于沉积过程原理，综合应用岩芯、分析化验、测井、测试、生产动态等资料，利用静态研究与动态分析相结合的方法，采用单井-剖面-平面-立体的工作思路开展厚油层砂体结构解剖，将厚油层砂体内部结构与井网特征相结合开展剩余油分析，进而落实高-特高含水期砂体内部剩余油分布。
韵律层储层内部结构与层内剩余油分布特征相关性强，结构体的叠置性与层内剩余油多段分布二者之间对应关系较好，前者明显控制后者;韵律层内部剩余油呈薄片多层分布特征明显。之所以出现这种结果，从储层内部结构的角度来看，主要与两个因素紧密相关，其一为大多数单成因砂体具半连通特征，其二为储层内部结构面的存在严重降低了水驱纵向和横向波及体积。
③数值模拟研究剩余油
在建模的基础上通过对单井测井相的分析，进行确定性沉积微相建模，并在此基础上，完成砂体的随机相控属性建模。结合历史生产动态数据进行历史拟合，最终得到各小层剩余油分布图。
（2）、优化措施结构，以较少的投入，实现油藏有序开发
主要方法：一是优化射孔层段，精细挖潜，在储层、剩余油准确认识的基础上，精细挖潜，提高单井产能。
二是将物性及剩余油含水级别相近的主力层组合后，提液开发，最大化的提高单井储量控制程度。
三是井损区优化治理--把井损储量降低到最小。潜力大的井损区，结合大修优化；潜力小的井损区，通过注采调整，优化完善井网。
（3）、优化油藏方案部署及运行
按潜力大小及措施工艺难易程度，分类优化部署油藏开发方案。优先运行Ⅰ类低投入增产型措施；潜力相对较小或实施难度较大的措施，结合检泵或检管实施。同时对无效高含水井关停：通过优化无效油井的关停，改变地下优势水驱方向，提高井网适应性。并对无效低能井间开：有注采井网待见效井：避开用电高峰开井；无效弹采井实施周期间开。追求效益的同时，确保不牺牲储量控制。
三、结论
1、优化措施结构，提高措施效益，消除低、无效开发投入，是低油价开发期的第一重点工作。
2、在现有注采井网条件下，通过注水、产液方式的优化调整，可有效提升开发效益。
3、转变观念、深化研究，是提高开发效益、实现油田可持续发展的必然选择。
参考文献：
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论文作者:张国凯,
论文发表刊物:《工程管理前沿》2019年第10期
论文发表时间:2019/8/7
标签：油藏论文; 剩余论文; 储量论文; 韵律论文; 效益论文; 油层论文; 平面论文; 《工程管理前沿》2019年第10期论文;