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摘 要：针对中原油田文10块油藏特高含水后期井况损坏严重，注采不完善，稳产基础薄弱，采出程度高，主力层水淹严重，剩余油挖潜难度大等各种矛盾，从油藏地质特征、主要开发特点、主要做法阐述了文10块油藏在特高含水后期高效开发的成功经验。在同类油藏的开发上具有一定的借鉴意义。
关键词：注采不完善 剩余油 高含水后期 高效开发
一、油藏地质特征
文10块是由东倾的文东Ⅰ、Ⅱ断层与西倾的文西断层及北倾的文30断层所夹持的地垒式、封闭型断块构造，地层倾向东南，倾角7°～10°，内部由东倾的文10-4断层分割为东西两块，西块较高，油水界面低，沙三中7～9满块含油，沙三中10～11油水界面深度在-2440～-2480m，东块含油高度小，砂组油水界面不一，一般在-2390～-2420m之间，属复杂断块层状油藏。
储层以岩屑质长石砂岩、长石砂岩为主，胶结物以泥质灰质为主，泥质含量7～10%，灰质含量9～20%。原始地层压力为26～28MPa，原始压力系数1.2左右，饱和压力11～12MPa，油层温度87～92℃。地面原油密度0.85～0.87g/cm3； 地下原油密度0.74～0.76g/cm3；地层水矿化度31～32×104mg/L，水型为CaCl2型。
二、油藏开发简历
1.初步开发阶段（1979.6～1984.12）
该阶段以400-500m井距西块S3中9-10、东块S3中6-11两套开发单元投入开发，油水井大段合采合注，层间矛盾突出。
2.细分层系调整稳产阶段（1985.1～1991.12）
由原来的东西两块两套开发单元细分为五套开发单元，充分动用地质储量。1990-1991年在基本无新井投入的情况下，通过实施平面、层间的调整，保持了产量的稳中有升。该阶段平均年产油18.2×104t，年均采油速度为2.5%，阶段含水上升率3.0%。
3.产量下降阶段（1992.1～1996.12）
截止1991年底，文10块地质采出程度为25.58%，综合含水79.55%，已进入开发中后期，再加上1990年后大批注水井井况恶化，注水效果明显变差，更加大了产量递减幅度。
4.高含水期调整挖潜阶段（1997.1～2001.12）
1997年文10块综合含水达到90%以上，区块进入高含水后期开发阶段。加强剩余油分布规律研究，通过地质调整和综合治理方案，注采关系得到改善，5年年均产油6.57×104t，年均采油速度0.90%，阶段含水上升率0.88%。
5.技术改造精细挖潜阶段（2002.1～2011.12）
由于井况损坏严重，注采结构调整困难，2001年底文10块综合含水达到92.36%，年含水上升率1.82%。2002年开始通过油水井的更新、侧钻及大修等工作，恢复完善注采系统。同时推广应用注水井深度调剖及调驱技术，不断扩大注水波及体积，提高驱油效率。2004年后通过精细注采结构调整，含水上升速度得到有效控制，2005～2010年区块剩余可采储量仍然保持在10%以上，实现了特高含水后期油藏的高效开发。
三、开发中的主要做法
1.加强老区构造及剩余油研究，在局部区域部署新井井位，进行老区井网恢复和挖潜
通过加强构造及剩余油分布规律研究，进一步搞清了剩余油分布状况。在此基础上运用双靶定向井技术挖掘构造边部、断层遮挡部位及构造复杂区的剩余油潜力，自2002～2011年共部署更新和侧钻井22口，有效完善了注采井网。
2.加强油井潜力调查，开展高含水、低产能井治理，优化措施方案
对长关油水井进行潜力调查和分析，实施扶躺挖潜，取得一定增油效果。2011年扶躺2口井，累增油351t。对潜力区域，进行潜力分析和井筒挖潜，实施补孔、换小泵加深等措施。2011年共补孔8井次，累计增油1445t；换小泵加深2井次，累增油167t。开展低产井、高含水井的治理，共实施低产井治理3井次，高含水井治理4井次，累增油1875t。根据文10块油藏开发经验，文10块边水不活跃，文10-22和文侧10-5井长期的注水，高部位剩余油应向低部位运移。2011年5月11至19日，文10-83井实施钻塞、测C/0比、补孔、测静压措施。射孔层位S3中9（21-22#）。投产日产油9.4t，综合含水58.5%；
3.精细注采管理和调整，通过水井对应补孔、分层调配、动态调水，进一步完善层间注采关系，保障井组地层能量，维持措施效果
结合区域注采调整，细化注水层段，完善层间关系。2011年实施水井措施11井次。其中对应补孔4口；作业调配3口；酸化增注1口；冲砂1口；污泥调剖1口，填砂调剖1口。对应油井累计增油 1091t。加强单井的资料录取、跟踪，不间断的实施动态调水，2011年共计实施水井动态调配62井次，有效调整了部分井小层间的注水强度和方向，保障重点区域井组含水的稳定，巩固了油井措施效果。
4.加强油水井动态监测，为精细注水和挖潜提供依据
2011年加强了油水井动态监测的力度，共实施水井吸水剖面测试25井次，油水井测压13井次，油井剩余油监测（测C/O比）3井次，找漏、窜2井次。大量的动态监细测数据为水井层间调整和日常的动态调配提供了坚实的基础，使井组稳升率保持较高的水平。
四、开发效果评价
2011年通过综合治理，文10块整体开发形势变好，实现了文10块油藏特高含水后期的高效开发。
1.日产液量稳定
日产液量由2010年12月份的1966t/d下降至2011年12月份的1957t/d，保持稳定。
2.日产油量上升，综合含水下降
日产油量由2010年12月份的78.5t/d上升至2011年12月份的82.0t/d；综合含水由96.0%下降到95.8%。
3.递减得到有效控制
递减同期对比：自然递减9.49%与2010年12月同期15.92%对比下降了6.43个百分点；综合递减6.63%与2010年12月同期7.92%对比下降了1.29个百分点。
4.优化注水结构，日注水量下降
由于强化了二、三类层注采，控制一类层的注水，日注水量由2010年12月的2417m3/d ，下降到2011年12月的1981m3/d，日均下降了436m3/d。
5.地层能量保持稳定
2010年12月份平均动液面为1379米，2011年12月份平均动液面1367米，基本保持稳定。
五、认识和体会
1.特高含水后期，老区井况恶化是制约注采井网完善的瓶颈，实施老井更新或侧钻是有效解决这一问题的基础工作。
2.特高含水后期，主力含油层系砂组整体已进入“三高”开发阶段，但受层间非均质性影响，纵向上各小层储量动用差异大，主力层储量动用程度高，水淹严重，剩余油分布零散，认识和挖潜难度大；二、三类层储量动用程度相对较低，剩余油潜力相对较大，因此，精细二、三类层的注采调整是改善开发效果的有效手段。
参考文献
[1]石宁 张金亮.断块油藏开发后期精细构造研究.《特种油气藏》 2008 第6期.
[2]李秋菊.《海洋石油》河31断块特高含水期剩余油及挖潜对策研究 2005 第3期.
关键词：注采不完善 剩余油 高含水后期 高效开发
一、油藏地质特征
文10块是由东倾的文东Ⅰ、Ⅱ断层与西倾的文西断层及北倾的文30断层所夹持的地垒式、封闭型断块构造，地层倾向东南，倾角7°～10°，内部由东倾的文10-4断层分割为东西两块，西块较高，油水界面低，沙三中7～9满块含油，沙三中10～11油水界面深度在-2440～-2480m，东块含油高度小，砂组油水界面不一，一般在-2390～-2420m之间，属复杂断块层状油藏。
储层以岩屑质长石砂岩、长石砂岩为主，胶结物以泥质灰质为主，泥质含量7～10%，灰质含量9～20%。原始地层压力为26～28MPa，原始压力系数1.2左右，饱和压力11～12MPa，油层温度87～92℃。地面原油密度0.85～0.87g/cm3； 地下原油密度0.74～0.76g/cm3；地层水矿化度31～32×104mg/L，水型为CaCl2型。
二、油藏开发简历
1.初步开发阶段（1979.6～1984.12）
该阶段以400-500m井距西块S3中9-10、东块S3中6-11两套开发单元投入开发，油水井大段合采合注，层间矛盾突出。
2.细分层系调整稳产阶段（1985.1～1991.12）
由原来的东西两块两套开发单元细分为五套开发单元，充分动用地质储量。1990-1991年在基本无新井投入的情况下，通过实施平面、层间的调整，保持了产量的稳中有升。该阶段平均年产油18.2×104t，年均采油速度为2.5%，阶段含水上升率3.0%。
3.产量下降阶段（1992.1～1996.12）
截止1991年底，文10块地质采出程度为25.58%，综合含水79.55%，已进入开发中后期，再加上1990年后大批注水井井况恶化，注水效果明显变差，更加大了产量递减幅度。
4.高含水期调整挖潜阶段（1997.1～2001.12）
1997年文10块综合含水达到90%以上，区块进入高含水后期开发阶段。加强剩余油分布规律研究，通过地质调整和综合治理方案，注采关系得到改善，5年年均产油6.57×104t，年均采油速度0.90%，阶段含水上升率0.88%。
5.技术改造精细挖潜阶段（2002.1～2011.12）
由于井况损坏严重，注采结构调整困难，2001年底文10块综合含水达到92.36%，年含水上升率1.82%。2002年开始通过油水井的更新、侧钻及大修等工作，恢复完善注采系统。同时推广应用注水井深度调剖及调驱技术，不断扩大注水波及体积，提高驱油效率。2004年后通过精细注采结构调整，含水上升速度得到有效控制，2005～2010年区块剩余可采储量仍然保持在10%以上，实现了特高含水后期油藏的高效开发。
三、开发中的主要做法
1.加强老区构造及剩余油研究，在局部区域部署新井井位，进行老区井网恢复和挖潜
通过加强构造及剩余油分布规律研究，进一步搞清了剩余油分布状况。在此基础上运用双靶定向井技术挖掘构造边部、断层遮挡部位及构造复杂区的剩余油潜力，自2002～2011年共部署更新和侧钻井22口，有效完善了注采井网。
2.加强油井潜力调查，开展高含水、低产能井治理，优化措施方案
对长关油水井进行潜力调查和分析，实施扶躺挖潜，取得一定增油效果。2011年扶躺2口井，累增油351t。对潜力区域，进行潜力分析和井筒挖潜，实施补孔、换小泵加深等措施。2011年共补孔8井次，累计增油1445t；换小泵加深2井次，累增油167t。开展低产井、高含水井的治理，共实施低产井治理3井次，高含水井治理4井次，累增油1875t。根据文10块油藏开发经验，文10块边水不活跃，文10-22和文侧10-5井长期的注水，高部位剩余油应向低部位运移。2011年5月11至19日，文10-83井实施钻塞、测C/0比、补孔、测静压措施。射孔层位S3中9（21-22#）。投产日产油9.4t，综合含水58.5%；
3.精细注采管理和调整，通过水井对应补孔、分层调配、动态调水，进一步完善层间注采关系，保障井组地层能量，维持措施效果
结合区域注采调整，细化注水层段，完善层间关系。2011年实施水井措施11井次。其中对应补孔4口；作业调配3口；酸化增注1口；冲砂1口；污泥调剖1口，填砂调剖1口。对应油井累计增油 1091t。加强单井的资料录取、跟踪，不间断的实施动态调水，2011年共计实施水井动态调配62井次，有效调整了部分井小层间的注水强度和方向，保障重点区域井组含水的稳定，巩固了油井措施效果。
4.加强油水井动态监测，为精细注水和挖潜提供依据
2011年加强了油水井动态监测的力度，共实施水井吸水剖面测试25井次，油水井测压13井次，油井剩余油监测（测C/O比）3井次，找漏、窜2井次。大量的动态监细测数据为水井层间调整和日常的动态调配提供了坚实的基础，使井组稳升率保持较高的水平。
四、开发效果评价
2011年通过综合治理，文10块整体开发形势变好，实现了文10块油藏特高含水后期的高效开发。
1.日产液量稳定
日产液量由2010年12月份的1966t/d下降至2011年12月份的1957t/d，保持稳定。
2.日产油量上升，综合含水下降
日产油量由2010年12月份的78.5t/d上升至2011年12月份的82.0t/d；综合含水由96.0%下降到95.8%。
3.递减得到有效控制
递减同期对比：自然递减9.49%与2010年12月同期15.92%对比下降了6.43个百分点；综合递减6.63%与2010年12月同期7.92%对比下降了1.29个百分点。
4.优化注水结构，日注水量下降
由于强化了二、三类层注采，控制一类层的注水，日注水量由2010年12月的2417m3/d ，下降到2011年12月的1981m3/d，日均下降了436m3/d。
5.地层能量保持稳定
2010年12月份平均动液面为1379米，2011年12月份平均动液面1367米，基本保持稳定。
五、认识和体会
1.特高含水后期，老区井况恶化是制约注采井网完善的瓶颈，实施老井更新或侧钻是有效解决这一问题的基础工作。
2.特高含水后期，主力含油层系砂组整体已进入“三高”开发阶段，但受层间非均质性影响，纵向上各小层储量动用差异大，主力层储量动用程度高，水淹严重，剩余油分布零散，认识和挖潜难度大；二、三类层储量动用程度相对较低，剩余油潜力相对较大，因此，精细二、三类层的注采调整是改善开发效果的有效手段。
参考文献
[1]石宁 张金亮.断块油藏开发后期精细构造研究.《特种油气藏》 2008 第6期.
[2]李秋菊.《海洋石油》河31断块特高含水期剩余油及挖潜对策研究 2005 第3期.