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【摘要】：文79-133-136油藏属深层高压低渗透油藏，通过区块注采井网加密和缩小注采井距调整，主力层见效后快速水淹，区块产量逐步下降，油井长期不见效低产低能，局部注采井网极度不完善储量动用不均衡等问题进行深化地质基础研究，开展剩余油分布规律研究，通过工艺新技术的思路，实施局部主力层井网和挖潜二三类层剩余油，逐步提高区块开发效果。
【关键词】：储层 油藏描述 剩余油分布 注采井距 开发效果
1 概况
文79-133-136块油藏自投入开发以来通过区块井网加密和缩小注采井距调整，主力层见效后快速水淹，虽然通过部署侧钻更新井完善部分主力层的注水井网，区块开发效果得到一定改善，由于低渗透、频繁油水井损坏严重、工艺技术局限性等原因影响，文79-133-136块油藏二三类层注水困难，油井长期不见效低产低能，区块注采井网极不完善。
2 主要研究成果
2.1油藏精细描述
利用高精度三维地震进行精细构造解释以及地层精细对比，结合HDT、RFT以及生产动态资料精确刻画追踪文79-133-136结合部小断层，重新认识了文79-49井储层发育受构造控制，存在块内小断层； 通过开展沉积微相研究，认识到文79-133-136储层沉积环境为间歇性湖盆收缩期干旱炎热气候条件下的浅水三角洲沉积环境，从储层发育上来看，物源方向自西北、东北方向，在沉积时间上受断裂活动影响呈现多期次特点，油层主要分布在文79-133-136断层构造高部位发育，连通性较好，构造低部位逐渐变差，区块结合部和北部复杂带由于受文东断层和沉积的影响，储层发育变化受物源、构造的影响较大。
2.2 油藏剩余油分布规律研究
通过剩余油定性分析和定量研究发现文184块Ⅰ类层采出程度最高（27.3%）且含水高于90%的层均产自Ⅰ类层，目前区块采出程度与标定采收率有1.14个百分点的差距，剩余可采储量7.47×104t，剩余油在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类层都有分布其中Ⅰ类层剩余可采储量3.97×104t，主要分布在主块注采不完善和井损区。
2.3 注采井距研究
文79-133-136块受沉积影响储层发育单一，层间和平面物性差异大，需要通过细分层系开采，无法达到细分开发层系的要求，二三类层见效难度大，通过有效驱替压差下的极限注采井距研究、储层发育状况研究注采井距以及从开发实践研究注采井距得出文79-133-136块不同相带合理注采井距为：河道-河道注采井网合理井距为260m左右、河道-侧翼注采井网合理井距为220m、侧翼-侧翼注采井网合理井距为100m。
3 调整及做法
3.1水淹区中找潜力、储层认识进一步提高
2014年12月以来在文79-133-136块根据见效见水历史分析，在主力层水淹区重新分析水淹状况，结合现有井网，提出合理化的井网挖潜方案。具体做法：一是充分利用油水井生产井史分析单层剩余潜力，提出针对单层对策；二是通过见效见水关系分析见效层见效水淹级别以及未水驱动用层作为下步挖潜目标；三是依靠现有井网，利用老井根据注采井距及见效关系针对性提出先注水后采油措施恢复注采井网，实现了注采井网恢复。
3.2主力层提高采收率見成效
为有效提高水驱控制和动用程度，一方面在注采不完善区实施注采完善和换向注水，提高储量的水驱动用程度，另一方面，以储层精细研究为依托提高水下分流河道的储量的动用程度。
在依托剩余油精细研究的基础上，分析水下分流河道油井高含水原因主要是因为投产初期水井注水油井见效含水上升后上返较快，导致油井未完全水淹就上返，见效未完全水淹，在此认识的基础上，先后钻塞1井次，补孔2井次，解堵2井次，恢复和提高储量动用程度，日增油6.7t，累计增油1137t。
3.3低无效井利用效益最大化
利用低无效油水井治理与相控下剩余油研究，优选潜力层实施治理。一是通过封堵、分注等手段实施注水层位调整；二是对已配套层位实施挤堵、补孔、改采等举措，取得较好治理效果。
4、调整效果及评价
通过剩余油研究，油藏认识逐步深化，实施了不同类型剩余油分布特点的挖潜对策，集成应用了配套工艺技术，实现了油藏产量保持平稳、开发效果和开发经济效益进一步提高。
4.1与治理前相比开发趋于好转
与调整前对比，文79-133-136块油藏开发形势整体表现为“二升二降两减缓”，即日产液量、综合含水上升，日注水量，日产油量下降，综合递减、自然递减减缓，油藏开发较上年变差。
4.2稳产基础加强，采收率提高
2015年以来通过恢复主力层和挖潜二三类层剩余油，油藏水驱控制和动用程度都明显提高。2015年以来共计转注2口井，分注3口井，补孔1井次，酸化3井次，增加水驱控制储量13.1×104t，增加水驱动用储量7.0×104t。
4.3经济效益显著
2015年以来，共实施油水井工作量24井次，区块累增油量1.3174×104t，累计增产天然气361.95×104m3。2015年原油价格按2970元/吨计算，天然气价格按1500元/ 千方，合计产出4455.603万元；2015年单位操作成本742.38元/吨，投入采油成本1443.581万元，投入产出比1：3.09，创效3012.022万元，经济效益显著。
5、认识
一是精细刻画构造，深化沉积储层单砂体的认识，是深化油藏开发后期剩余油认识的基础；
二是精细主力层井网开发仍是增产稳产的主力方向。
三是历史重新回顾是潜力层挖掘的前提。
四是依据油藏特点，针对性技术政策和优化配套集成工艺技术是提高储量动用，实现效益开发的技术保障。
【参考文献】
【1】 黄延章，于大森著.微观渗流实验力学及其应用[M].北京：石油工业出版社，2001：36～56.
【2】 李兆敏，蔡国琰.非牛顿流体力学[M].北京： 石油大学出版社，1998：216～218.
【3】 胡文瑞.中国低渗透油气的现状与未来.2009
【4】张春荣. 低渗透油田高压注水开发探讨.断块油气藏2009，16（4）
【关键词】：储层 油藏描述 剩余油分布 注采井距 开发效果
1 概况
文79-133-136块油藏自投入开发以来通过区块井网加密和缩小注采井距调整，主力层见效后快速水淹，虽然通过部署侧钻更新井完善部分主力层的注水井网，区块开发效果得到一定改善，由于低渗透、频繁油水井损坏严重、工艺技术局限性等原因影响，文79-133-136块油藏二三类层注水困难，油井长期不见效低产低能，区块注采井网极不完善。
2 主要研究成果
2.1油藏精细描述
利用高精度三维地震进行精细构造解释以及地层精细对比，结合HDT、RFT以及生产动态资料精确刻画追踪文79-133-136结合部小断层，重新认识了文79-49井储层发育受构造控制，存在块内小断层； 通过开展沉积微相研究，认识到文79-133-136储层沉积环境为间歇性湖盆收缩期干旱炎热气候条件下的浅水三角洲沉积环境，从储层发育上来看，物源方向自西北、东北方向，在沉积时间上受断裂活动影响呈现多期次特点，油层主要分布在文79-133-136断层构造高部位发育，连通性较好，构造低部位逐渐变差，区块结合部和北部复杂带由于受文东断层和沉积的影响，储层发育变化受物源、构造的影响较大。
2.2 油藏剩余油分布规律研究
通过剩余油定性分析和定量研究发现文184块Ⅰ类层采出程度最高（27.3%）且含水高于90%的层均产自Ⅰ类层，目前区块采出程度与标定采收率有1.14个百分点的差距，剩余可采储量7.47×104t，剩余油在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类层都有分布其中Ⅰ类层剩余可采储量3.97×104t，主要分布在主块注采不完善和井损区。
2.3 注采井距研究
文79-133-136块受沉积影响储层发育单一，层间和平面物性差异大，需要通过细分层系开采，无法达到细分开发层系的要求，二三类层见效难度大，通过有效驱替压差下的极限注采井距研究、储层发育状况研究注采井距以及从开发实践研究注采井距得出文79-133-136块不同相带合理注采井距为：河道-河道注采井网合理井距为260m左右、河道-侧翼注采井网合理井距为220m、侧翼-侧翼注采井网合理井距为100m。
3 调整及做法
3.1水淹区中找潜力、储层认识进一步提高
2014年12月以来在文79-133-136块根据见效见水历史分析，在主力层水淹区重新分析水淹状况，结合现有井网，提出合理化的井网挖潜方案。具体做法：一是充分利用油水井生产井史分析单层剩余潜力，提出针对单层对策；二是通过见效见水关系分析见效层见效水淹级别以及未水驱动用层作为下步挖潜目标；三是依靠现有井网，利用老井根据注采井距及见效关系针对性提出先注水后采油措施恢复注采井网，实现了注采井网恢复。
3.2主力层提高采收率見成效
为有效提高水驱控制和动用程度，一方面在注采不完善区实施注采完善和换向注水，提高储量的水驱动用程度，另一方面，以储层精细研究为依托提高水下分流河道的储量的动用程度。
在依托剩余油精细研究的基础上，分析水下分流河道油井高含水原因主要是因为投产初期水井注水油井见效含水上升后上返较快，导致油井未完全水淹就上返，见效未完全水淹，在此认识的基础上，先后钻塞1井次，补孔2井次，解堵2井次，恢复和提高储量动用程度，日增油6.7t，累计增油1137t。
3.3低无效井利用效益最大化
利用低无效油水井治理与相控下剩余油研究，优选潜力层实施治理。一是通过封堵、分注等手段实施注水层位调整；二是对已配套层位实施挤堵、补孔、改采等举措，取得较好治理效果。
4、调整效果及评价
通过剩余油研究，油藏认识逐步深化，实施了不同类型剩余油分布特点的挖潜对策，集成应用了配套工艺技术，实现了油藏产量保持平稳、开发效果和开发经济效益进一步提高。
4.1与治理前相比开发趋于好转
与调整前对比，文79-133-136块油藏开发形势整体表现为“二升二降两减缓”，即日产液量、综合含水上升，日注水量，日产油量下降，综合递减、自然递减减缓，油藏开发较上年变差。
4.2稳产基础加强，采收率提高
2015年以来通过恢复主力层和挖潜二三类层剩余油，油藏水驱控制和动用程度都明显提高。2015年以来共计转注2口井，分注3口井，补孔1井次，酸化3井次，增加水驱控制储量13.1×104t，增加水驱动用储量7.0×104t。
4.3经济效益显著
2015年以来，共实施油水井工作量24井次，区块累增油量1.3174×104t，累计增产天然气361.95×104m3。2015年原油价格按2970元/吨计算，天然气价格按1500元/ 千方，合计产出4455.603万元；2015年单位操作成本742.38元/吨，投入采油成本1443.581万元，投入产出比1：3.09，创效3012.022万元，经济效益显著。
5、认识
一是精细刻画构造，深化沉积储层单砂体的认识，是深化油藏开发后期剩余油认识的基础；
二是精细主力层井网开发仍是增产稳产的主力方向。
三是历史重新回顾是潜力层挖掘的前提。
四是依据油藏特点，针对性技术政策和优化配套集成工艺技术是提高储量动用，实现效益开发的技术保障。
【参考文献】
【1】 黄延章，于大森著.微观渗流实验力学及其应用[M].北京：石油工业出版社，2001：36～56.
【2】 李兆敏，蔡国琰.非牛顿流体力学[M].北京： 石油大学出版社，1998：216～218.
【3】 胡文瑞.中国低渗透油气的现状与未来.2009
【4】张春荣. 低渗透油田高压注水开发探讨.断块油气藏2009，16（4）