摘要：针对周庄-宋家垛油田储层的严重非均质和复杂小断块的地质特点，在稳产过程中，通过油藏精细描述、构造精细解释、剩余油分布规律认识等研究，采取滚动与调整相结合的思路。一方面增加地质储量，另一方面利用多种工艺技术，最大限度地改善高渗层剖面，挖掘中低渗透层潜力，提高开发水平。这些技术的综合应用，有效地控制了油田递减，实现了老油田的稳产。

关键词：复杂小断块、剩余油、微构造、挖潜、周宋油田

周庄-宋家垛油田（以后简称周宋油田）截至2005年11月底，周庄油田综合含水为47.5%，采出程度为19.41%；宋家垛油田综合含水为86.2%，采出程度为15.55%。全油田被吴①大断层分成靠西北和东南两大部分，其中吴①断层边缘引发的数10条小的断层又将该油田分为了11个小区块，面积小的有0.1 Km²，油层主要分布在K₂t₁，Ed₁ 两个层系，是比较典型的复杂小断块油田。

周宋油田是“八五”期间投入开发的老油田，已探明含油面积3.1Km²，地质储量753*10⁴吨，可采储量229*10⁴吨。截至2005年11月底，周宋油田共有油井60口，开井43口，累计产油量124.48*10⁴t,周庄油田综合含水为47.5%，采出程度19.41%，采油速度1.73%；宋家垛油田综合含水为86.2%，采出程度15.55%，采油速度1.00%。（表1-1）

区块	地质储量(104t)	油井数(口)	油井开井数(口)	日产油(t)	综合含水(%)	累计产油(104t)	采油速度(%)	采出程度(%)
周36	74.0	5	3	18.9	58.3	19.24	0.93	26.00
周51	13.0	2	1	6.2	0	0.53	1.74	4.10
周31	97.0	9	6	22.5	91.8	23.05	0.85	23.77
周32-1	120.0	7	3	17.1	93.9	18.29	0.25	15.24
周43	256.0	17	14	91.6	62.6	24.63	1.31	9.62
周41	56.0	4	3	14.4	93.7	10.78	0.94	19.25
周44	33.0	3	1	2.4	96.5	10.04	0.27	30.43

 

随着油田开发的不断深入，对油藏构造、储层的认识程度也逐渐加深，特别是在断层复杂的周宋油田，由于对断点组合和油藏构造的重新认识,主控断层均有不同幅度的外推，受三角洲前缘沉积相的影响，靠近断层的构造高部位储层较厚、发育较稳定，而现井网采油井一般位于构造腰部或相对较低部位，对断层附近储量控制程度较差，进而形成剩余油的局部富集区，这种基于地质精细研究而认识的剩余油富集形式是目前周庄、宋家垛油田挖潜的主要方向之一。

2.2 因储集层纵向非均质性动用不均形成的剩余油 

由于构造的复杂性和储层的严重非均质性的影响，主力油田主力断块优质储量已进入高含水、特高含水期阶段，平均综合含水96.5%，采出程度30%，剩余油高度分散。一批中低渗油田仍然面临采油速度低，采出程度低，完善井网难度大的矛盾。由于研究手段和工艺技术的限制，对剩余油的有效挖潜还不能得心应手，加上井况差和后备储量接替严重不足，直接影响油田的稳产。（参表1-1，表2-1）

表2-1  周43块2005年11月单砂体动用状况表

项目\油砂体	k2t11-1	k2t11-2	k2t12-1	k2t12-2	k2t13-1	k2t13-2
地储（104t）	57.2	51.1	51.3	59.3	23.2	13.9
采出油（104t）	1.37	2.55	5.75	8.80	2.62	0.85
采出程度（%）	2.40	4.99	11.20	14.84	11.30	6.10

2.3 井网难以控制形成的剩余油

尽管我们一直在不断的完善井网，但是由于砂体平面不连续、不规则性，断层网络复杂，以及老区油田报废井、套损、待大修等原因造成的长关井对井网布置得影响，加之目前周宋油田又没有有效注水开发，特别是周庄油田周38、周36断块，形成了很大的一部分井网控制不到的剩余油，这部分剩余油占了可采储量的很大一部分。

2.4 由于初期采油强度大，油水界面上升不均衡，形成的剩余油

宋家垛油田边底水体积较大，为弹性水压驱动，初期采油速度高，采油强度大，一般在5.0～18t／（d·m），平均采油强度高达10.0t／（d·m）左右，导致油水界面上升速度加快，形成油水界面局部低部位所控制的剩余油分布模式

2.5 平面底渗透带控制的剩余油

周宋油田在大的地质构造上位于苏北盆地。由于盆地沉积类型较多，造成了储层层间、层内、平面的严重非均质性，储层渗透率1×10^-3～8000×10^-3μm²,孔隙度12%～35%。由于储集层主要为次河道、河漫滩、河道间薄层砂体，存在许多受平面低渗透带控制的Ⅲ、Ⅳ类流动单元，驱动效果差，成为了剩余油的富集区。

高含水、高采出程度的复杂断块应以单砂体或一些流动的含油区块作为挖潜对象，再经过相应的经济效益评价后都要制定相应的挖潜对策。

3.1 剩余油富集区钻新井以获得最大的产能效益

新井部署可以分为三种类型：①重新落实构造后，在局部构造高点、断层夹角处布置高效挖潜井；通过微观构造及断层封闭性研究，在断层边角寻找死油区，选择其中剩余资源潜力较大的井区部署高效挖潜井。②通过微构造研究并结合套管变形、报废井的邻井生产情况，优选剩余油潜力大的套管变形、报废井钻更新井。③分析断层砂体潜力和油砂体钻遇率与井网控制关系的基础上，对井网控制程度低的开发单元局部进一步加密井网。

目前周宋油田已实施了14口侧钻采油井（其中侧周44井正在侧钻），截至2005年11月底已经累计增产14.97*10⁴t；今年在周宋油田分别对周庄、周36、周38、周20、周43、周51等7个小的区块共实施了11口加密井，截至11月底已累计产油12184t，取得了很好的开发效果。

与直井相比，水平井具有提高单井产能，减缓水气锥进、提高采收率、减少出砂对油井产能的影响等优点。目前也是老油田调整挖潜提高采收率,实现高效开发的一项重要技术,在周宋油田泰一段第1-2砂层组成功地得到应用。该层含油面积仅0.4km²,储量108.3×10⁴t,如果采用直井只能获得6-12m的油层厚度,但在高部位设计了三口水平井（周43平1、2、3）,分别收获油层70m、125m、184m,初期日产油都在10t以上 。       

这项技术为老油田挖潜开阔了一定的发展空间,并已配套形成了如下几项技术：（1）水平井区块适应性筛选评价技术；（2）水平井区精细建模技术；（3）剩余油分布研究技术；（4）水平段轨迹设计优化技术；（5）水平井产能预测技术。

3.3 实施调补层、提掖等综合措施

随着油田开发，油田逐渐进入高含水期，井网密度大，新钻井的余地减小，为了减缓递减，实现油田稳产，主要通过实施层间接替和构造顶部挖潜，发挥油藏产能潜力。根据断块油藏含油层系较多的优势，在搞清剩余油分布的基础上，在构造有利部位优选井层，采取补孔、卡封改层等措施进行层间接替调整。在选择多层合采生产过程中没有明显高产水层、地层能量充足的油井，采取下电泵、下大泵的提掖方式，以液带油，挖掘已动用油层的潜力，取得较好的效果。

返层的目的大都是针对剩余油潜力较大的油层，选择位于剩余油丰度高的油砂体高部位的井实施补孔。经粗略统计，近几年周宋油田油井措施中，实施返层、合层采油的占整个油井措施的67%，油井措施有效率提高了近10%，这也是近几年来周宋油田一直能保持稳产，降低递减的一个主要办法。

3.4 实施压裂、酸化以改变储层物性，提高油层动用率

厚度大、顶底岩性差异较大的正韵律厚油层上部剩余油相对富集，下部往往含水率高，对厚油层（最好中上部有泥质夹层）采取压裂措施改善油层产液剖面，并增大射孔密度及深度以提高油井产量。相反对于厚度较小，渗透率较低的储层但是有一定剩余油分布，可根据具体地质状况实施酸化措施，改变地层储层特性，提高油层动用率。

今年在周宋油田实施的压裂措施的4口井中，效果也都较为明显，其中周32-11A井尤为明显，初期日增油达12t/d；实施酸化的4口井中周36-5井效果也较为显著，初期日增油4.2t/d，但是由于周36块地层能量较低，油井多表现为供液不足，约两个月后油井含水上升较快。

3.5 实施防砂、堵水以提高油层的动用程度

宋家垛油田周43块油田规模较小，边底水活跃，地层疏松，原油性质较差，属高粘低凝油藏，地面原油密度0.9458-0.9527g/cm3，粘度60.43-80.3mpa.s，凝固点-10℃～-3℃，油井投产后多表现为含水上升较快。由于地层容易出砂，油井不宜提液生产，从而使得该块油田采出程度还不到10%，成为周43块油田开发的一个难点。

针对此情况，经厂里精心挑选，对周43-12井砂体2#层于今年7月份实施化学堵水，初期日增油8.1t/d ，获得了极大的成功，也为该块油田剩余油的挖潜找到了一个成功的例子。

3.6 滚动扩边

在研究复杂断块油藏潜力时，必须利用三维地震资料进行精细构造解释及储集层预测，再认识开发区块内部和周边断层分布，评价老区周边及外围的潜力。“十五”期间，随着勘探、开发实践经验的逐步积累和研究技术手段的提高，对油藏电性特征的认识也不断提高，油气层复查也有新的成果。对部分老井重新认识，油层追踪，发现新层系、新断块和新的含油砂体，先后发现周51、周54两个新区块，在老区滚动扩边基础上又分别在周43、周31、周32-1、周41等4个区块探明新增储能，共增加原油地质储量279×10⁴ｔ。

“十五”期间周宋油田主要依靠滚动扩边，增加地质储量，实施块间、层间接替保持了稳产。接下来的“十一五”将面临着更大的挑战，但是随着对地层的认识越来越清晰，配套工艺越加成熟，我们有理由相信周宋油田的发展会更上一个新的台阶。

4.1 继续加强断块、断块构造和成藏规律研究，寻找新的储量

根据复杂小断块的地质特点，对老油田周边滚动扩边有利地区加强油源及油气运移规律和成藏机理研究，分析各种地质现象，进行精细的地层对比划分，从整体构造背景和可能的力学条件出发，预测断层分布规律，设想地质构造模式，在地质模式的指导下进行复杂断块群的断层解释和平面组合，精心编制构造图，寻找新的储能。

4.2 优选近年来新开发的区块、剩余油相对丰富的区块实施加密井

周51块目前探明地质储量13*10⁴t，采出程度只有2.98%，现有采油井2口，开井1口，目前生产状况：日产油6.2t,不含水。井网控制程度极低。可以研究地层，划分层系，实施加密井。

4.3 继续实施侧钻井

①在周22块实施侧周22井，完善该块油田井网布置；

②在周44井侧钻成功的基础上，继续在周边相关油井（如侧周44-2井）实施侧钻。

4.4 实施堵水

（一）、油井堵水选井依据

①、渗透率及变异系数

利用相关资料对各层的渗透性和变异系数进行分析，优先选择2个层以上，渗透率级差大于5的井，或者单层在5米以上，大厚层在20米以下的层内非均质性严重的油井进行堵水。

②、油井综合含水率

当油井综合含水达到60-80%时，就应该考虑进行堵水，而且应该是尚有一定增产潜力的油井进行堵水。对于投产初期就高含水的油井，应以封堵边、底水为主要考虑方向。对于开发初期不含水或低含水，并有对应注水井的油井，如在某一时期内含水突然急剧上升，此时应主要考虑封堵注入水窜进。

 

③、含水上升速度

开发初期不含水或含水较低，在某一时期内含水突然上升或上升较快的油井，通常是存在大孔道或高渗透条带单层突进严重。对于开发初期就含水较高且含水率上升迅速的油井通常为底水锥进及边水窜进所致应及时进行封堵。

④、原油采出程度

无论从提高措施成功率还是最大限度追求经济效益的角度出发，都应优先选择采出程度低，剩余油较多，增产潜力大的油井。当油井采出程度大于50%时，油井堵水效果会明显降低。

（二）、符合堵水的油井

综合以上4点依据，建议对侧周32-1井实施堵水。该井目前生产砂体1#层，厚度4.3m，日产液量45.3t，日产油量3.1t，综合含水93.2%，截至2005年11月底，累计产油3859t,尚具有一定潜力。

另外，从整体上看，周43块油井应该是实施堵水的重点，特别是近年来新投入的加密井，应该实施动态监测，优选好的油井井段，实施堵水，确保取得良好效果。

4.5 实施压裂、酸化措施

通过“十五”间周宋油田油井措施的经验，分析认为应主要针对周54、周51、周38、周36、周31、周20等厚度大、砂体上部剩余油相对富集，下部往往含水率高的区块，优选井别，实施措施，提高原油采收率。

4.6 实施有效注水

周36、38块地层能量较低，根据2005年3月底对侧周38井10#层进行测压：静压13.509MPa，压力水平仅0.53；采出程度相对较高，一般的酸化、压裂措施效果不太明显的情况下，可以考虑在经济成本合理预算下，实施有效注水，以补充地层能量，提高采收率。

 

“十五”期间，周宋油田根据自身特点，结合全厂、全油田开展了复杂断块高含水期剩余油分布规律的研究，实施了一些提高油藏开发效益的适宜措施。这些措施在周宋油田实施后取得了显著效果，相信随着我们研究进一步的加深，在“十一五”期间，周宋油田在剩余油挖潜方面将会有更大的成功。最后感谢在报告编写过程中相关领导、专家及同行给予的帮助、支持，文中不足之处请给予批评指正。