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[摘 要]季29块为季西滚动背斜东翼，截止2015年11月，区块注水开发效益差，作业成本高，增油量低，措施效益差，针对季29块各类储层剩余油分布特点的不同，按照经济极限产量分析模型，实施分类开发。取得良好效果。
[关键词]季29块 效益差 开发 效果
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）27-0030-01
季29块为季西滚动背斜东翼，西南边界为季西大断层，西北以季29断层为界与季29西块相邻，东南方向以季29-117断层为界与季3块相邻。构造整体为一个被一系列北东走向断层复杂化的半背斜构造，地层倾角11°-20°。主要含油层位为沙三中4-10砂层组，且油层埋深2110～2820m，储层性质主要为低孔低渗，砂体在构造高部较发育，具有由西向东、由高部位向低部位变差的趋势。
截止2015年11月，季29块共有油水井111口，其中油井61口，开井35口，日产液1889.8m3/d，日产油105.3t/d，综合含水94.43%，平均单井日产液35.0m3/d，平均单井日产油2.0t/d，动液面695m；水井75口，开井64口，日注水2153m3/d，平均单井日注水34m3/d。累产油量454.53×104t，累产水量1197.95×104m3，采油速度0.23%，采出程度21.9%，累计注水2630.17×104m3，累计注采比1.17。
开发中存在的主要问题：1、区块注水开发效益差。自1973年投入开发以来，经过多年开发，低无效注水井增多，区块注水开发效益变差。研究前区块共有水井64口，其中低无效水34口。造成原因一是高液量区维持油井液量，水井注水量偏高；二是构造复杂区，油井长期不见效，水井注水无效；2、作业成本高，增油量低，措施效益差。地处高温高盐的特性决定区块作业成本增高，井况损坏严重，措施挖潜难度加大，措施增油已满足不了效益采油的要求，措施效益变差
随着石油行业进入“寒冬”期，针对季29块各类储层剩余油分布特点的不同，按照经济极限产量分析模型，实施分类开发。
1、完善注采井网，提升高效区注水开发效果
季29东构造复杂，发育大量小断层，北部地区井网极不完善，剩余油潜力大；中南部地区水淹严重，认为剩余油潜力小。因此在构造、储层研究的基础上，注水高效区通过老井大修、转注等完善平面注采井网，提升注水开发效果。
部署大修、转注井6口，通过优化选择油价在60美元/桶下可以实施的措施5口，其中大修井1口，转注4口，对应油井见效累计增油688t。
通过实施，季29块完善井组9个，恢复增加水驱控制储量11.2×104t，水驱动用储量5.71×104t。
2、细化层间调整，改善低效区开发效果
季29块油层多，井段长，层间矛盾突出，水驱动用程度低，特别是季29块已进入中高含水递减开发阶段，油水关系复杂，储量动用状况不清，因此在储层非均质性研究的基础上，注水低效区细化层间调整，通过水井下四寸套、补孔、调配、分注等手段，努力改善水驱开发效果。
经效益优化后实施13口井组，其中四寸套3口，补孔4口，调配3口，分注3口。
通过层间调整，共实施井组13个，增加水驱控制储量12.6×104t，水驱动用储量6.0×104t；见效井组5个，累计增油462t，层间调整效果显著。
3、优化措施挖潜，提高区块措施挖潜效益
在剩余油研究的基础上，通过经济极限产量模型分析，以效益优化措施结构，通过油井大修下4寸套、酸化、补孔，转采等手段提高区块挖潜效益。共部油井措施20口，实施有效措施15口，效果显著，累计增油7686t。
例如季29-397井大修钻塞生产沙三中8-9，挖掘对应水井季29-392井注水区剩余油潜力。季29-397于1997年4月压裂投产沙三中8-9，初期日产油量高达100吨/天，但由于长时间无对应水井注水，导致能量下降块，于是，对季29-397进行上返，生产沙三中4-7，这时有水井季29-396对应注水，该油井的日产油量一直稳定在3吨/天左右，直到2013年8月，季29-397的注水见效期过，区域沙三中4-7层系水淹，油井高液量，高含水，日产液量不足1吨/天。而2008年4月8日转注临井季29-392沙三中7-10，对应补充该区域地层能量，截止到2015年1月底，水井季29-392已累计注水8万方，通过测试的吸水剖面发现，对应季29-397连通层吸水，各小层吸水均匀，能量得到补充，压力逐步回升，由于13-397位于断层边部，未被水淹，区域沙三中8-9层系剩余油富集，于是我们对季29-397井實施钻塞，恢复生产沙三中8-9，3月9日钻塞后日产油量由1.0吨上升到17.3吨，日增油达16.3吨，截止目前为止，累计增油1628t，增油效果明显。
4、强化注采管理，提高低无效区有效注水
通过季29块单井经济极限产量研究，把整个区块划分注水有效区、注水无效区和低效区三个单元，依据研究结果，针对不同区域提出了有效合理措施，提升潜力区，控制高液量区，降低低效区，努力实现控水稳油。
针对注水有效区水井，采取精细注采管理，通过调水控制区域内油井含水，做到平稳采油，充分挖掘区域内剩余油潜力。共实施调水44井次，其中，上调水量25井次，下调19井次，年降水量2.37×104m3，阶段累计增油251t。
针对低无效区水井，采取降配注、间注、关停和转采等措施，降低区域内水井无效注水量，实现节约成本，效益采油。共实施降配注15井次，间注10井次，关停5口，转采5口，年降水量5.8×104m3，阶段累计增油163t。
通过季29块效益开发研究，实施了分类剩余油挖潜，区块动用程度不断提高，稳产基础得到增强，开发效果保持较好水平。
开发效果评价：
1）区块水驱动用储量增加，水驱开发效果变好
通过该项目的实施，增加水驱控制储量21.0×104t，水驱动用储量9.1×104t。
2）日产油量上升，自然递减减缓，开发形势变好
经过项目实施，区块日产油水平由51t/d增加到110t/d，日增69t/d，区块自然递减由21.23%下降至6.4%。
经济效益评价
《季29块效益开发研究》项目，针对季29东油藏存在的问题，在剩余油研究的基础上，利用经济极限产量模型分析区块开发状况，并分类实施有效合理措施，经过研究及推广应用，实施各类油水井工作量25口，投入各项费用总计1260×104元，累计增油达0.8764×104t，按油价60美元/桶计算，创产值2548.7×104元，获直接经济效益1288.7×104元，投入产出比1：2.02，经济效益显著。
认识与结论
1、采用区块单井经济极限产量研究，进行效益分类，提出合理有效的措施，是油藏经济开发的保障。
2、潜力层的细分与重组，仍是深层低渗油藏开发后期主要的工作方。
[关键词]季29块 效益差 开发 效果
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）27-0030-01
季29块为季西滚动背斜东翼，西南边界为季西大断层，西北以季29断层为界与季29西块相邻，东南方向以季29-117断层为界与季3块相邻。构造整体为一个被一系列北东走向断层复杂化的半背斜构造，地层倾角11°-20°。主要含油层位为沙三中4-10砂层组，且油层埋深2110～2820m，储层性质主要为低孔低渗，砂体在构造高部较发育，具有由西向东、由高部位向低部位变差的趋势。
截止2015年11月，季29块共有油水井111口，其中油井61口，开井35口，日产液1889.8m3/d，日产油105.3t/d，综合含水94.43%，平均单井日产液35.0m3/d，平均单井日产油2.0t/d，动液面695m；水井75口，开井64口，日注水2153m3/d，平均单井日注水34m3/d。累产油量454.53×104t，累产水量1197.95×104m3，采油速度0.23%，采出程度21.9%，累计注水2630.17×104m3，累计注采比1.17。
开发中存在的主要问题：1、区块注水开发效益差。自1973年投入开发以来，经过多年开发，低无效注水井增多，区块注水开发效益变差。研究前区块共有水井64口，其中低无效水34口。造成原因一是高液量区维持油井液量，水井注水量偏高；二是构造复杂区，油井长期不见效，水井注水无效；2、作业成本高，增油量低，措施效益差。地处高温高盐的特性决定区块作业成本增高，井况损坏严重，措施挖潜难度加大，措施增油已满足不了效益采油的要求，措施效益变差
随着石油行业进入“寒冬”期，针对季29块各类储层剩余油分布特点的不同，按照经济极限产量分析模型，实施分类开发。
1、完善注采井网，提升高效区注水开发效果
季29东构造复杂，发育大量小断层，北部地区井网极不完善，剩余油潜力大；中南部地区水淹严重，认为剩余油潜力小。因此在构造、储层研究的基础上，注水高效区通过老井大修、转注等完善平面注采井网，提升注水开发效果。
部署大修、转注井6口，通过优化选择油价在60美元/桶下可以实施的措施5口，其中大修井1口，转注4口，对应油井见效累计增油688t。
通过实施，季29块完善井组9个，恢复增加水驱控制储量11.2×104t，水驱动用储量5.71×104t。
2、细化层间调整，改善低效区开发效果
季29块油层多，井段长，层间矛盾突出，水驱动用程度低，特别是季29块已进入中高含水递减开发阶段，油水关系复杂，储量动用状况不清，因此在储层非均质性研究的基础上，注水低效区细化层间调整，通过水井下四寸套、补孔、调配、分注等手段，努力改善水驱开发效果。
经效益优化后实施13口井组，其中四寸套3口，补孔4口，调配3口，分注3口。
通过层间调整，共实施井组13个，增加水驱控制储量12.6×104t，水驱动用储量6.0×104t；见效井组5个，累计增油462t，层间调整效果显著。
3、优化措施挖潜，提高区块措施挖潜效益
在剩余油研究的基础上，通过经济极限产量模型分析，以效益优化措施结构，通过油井大修下4寸套、酸化、补孔，转采等手段提高区块挖潜效益。共部油井措施20口，实施有效措施15口，效果显著，累计增油7686t。
例如季29-397井大修钻塞生产沙三中8-9，挖掘对应水井季29-392井注水区剩余油潜力。季29-397于1997年4月压裂投产沙三中8-9，初期日产油量高达100吨/天，但由于长时间无对应水井注水，导致能量下降块，于是，对季29-397进行上返，生产沙三中4-7，这时有水井季29-396对应注水，该油井的日产油量一直稳定在3吨/天左右，直到2013年8月，季29-397的注水见效期过，区域沙三中4-7层系水淹，油井高液量，高含水，日产液量不足1吨/天。而2008年4月8日转注临井季29-392沙三中7-10，对应补充该区域地层能量，截止到2015年1月底，水井季29-392已累计注水8万方，通过测试的吸水剖面发现，对应季29-397连通层吸水，各小层吸水均匀，能量得到补充，压力逐步回升，由于13-397位于断层边部，未被水淹，区域沙三中8-9层系剩余油富集，于是我们对季29-397井實施钻塞，恢复生产沙三中8-9，3月9日钻塞后日产油量由1.0吨上升到17.3吨，日增油达16.3吨，截止目前为止，累计增油1628t，增油效果明显。
4、强化注采管理，提高低无效区有效注水
通过季29块单井经济极限产量研究，把整个区块划分注水有效区、注水无效区和低效区三个单元，依据研究结果，针对不同区域提出了有效合理措施，提升潜力区，控制高液量区，降低低效区，努力实现控水稳油。
针对注水有效区水井，采取精细注采管理，通过调水控制区域内油井含水，做到平稳采油，充分挖掘区域内剩余油潜力。共实施调水44井次，其中，上调水量25井次，下调19井次，年降水量2.37×104m3，阶段累计增油251t。
针对低无效区水井，采取降配注、间注、关停和转采等措施，降低区域内水井无效注水量，实现节约成本，效益采油。共实施降配注15井次，间注10井次，关停5口，转采5口，年降水量5.8×104m3，阶段累计增油163t。
通过季29块效益开发研究，实施了分类剩余油挖潜，区块动用程度不断提高，稳产基础得到增强，开发效果保持较好水平。
开发效果评价：
1）区块水驱动用储量增加，水驱开发效果变好
通过该项目的实施，增加水驱控制储量21.0×104t，水驱动用储量9.1×104t。
2）日产油量上升，自然递减减缓，开发形势变好
经过项目实施，区块日产油水平由51t/d增加到110t/d，日增69t/d，区块自然递减由21.23%下降至6.4%。
经济效益评价
《季29块效益开发研究》项目，针对季29东油藏存在的问题，在剩余油研究的基础上，利用经济极限产量模型分析区块开发状况，并分类实施有效合理措施，经过研究及推广应用，实施各类油水井工作量25口，投入各项费用总计1260×104元，累计增油达0.8764×104t，按油价60美元/桶计算，创产值2548.7×104元，获直接经济效益1288.7×104元，投入产出比1：2.02，经济效益显著。
认识与结论
1、采用区块单井经济极限产量研究，进行效益分类，提出合理有效的措施，是油藏经济开发的保障。
2、潜力层的细分与重组，仍是深层低渗油藏开发后期主要的工作方。