一、前言

研究区块构造位置处于凹陷东部断裂带中部吴①断层上升盘，为一屋脊式断块油藏，油层紧贴断层高部位，呈条带状分布，主要含油层系为K层。油藏埋深为1435～1520m，油藏类型为边底水活跃的底水油藏。储层出砂、底水锥进是制约疏松砂岩底水油藏开发效果并影响采收率的关键因素。疏松砂岩底水油藏研究区块因储层出砂和底水锥进影响，油藏开发效果较差。在深化剩余油定量描述研究基础上，从油藏工程和采油工艺方面入手，开展了防砂控水技术研究。通过优化油藏调整挖潜方案设计，优选化学防砂堵水工艺技术，开展高含水井的治理，采取防治相结合的思路，油藏开发效果明显改善，采收率大幅提高。

二、剩余油定量化描述研究

研究区油田位于沙垒田凸起，构造整体上表现为受基底古地貌和断裂系统影响的披覆背斜、半背斜构造特征，闭合幅度较低，油田范围内断层不发育。含油层系多、纵向上含油井段长、平面和纵向上存在多套油水系统，表现为“一砂一藏”的特点。主要含油层段为新近系明化镇组和馆陶组，其中明化镇组沉积类型为曲流河沉积，馆陶组沉积类型为辫状河沉积。储层具有高孔高渗的特征，明化镇组储层平均孔隙度 32.7 %，平均渗透率 2 600 mD；馆陶组平均孔隙度 29.3 %，平均渗透率 1 600 mD。原油性质纵向差异较大，明化镇组以重质稠油为主，馆陶组以常规中质油为主，由浅至深原油性质逐渐变好，稠油探明储量占比 71 %，为油田典型的稠油底水油藏。

研究区油田于 2004 年 7 月投产，采用“整体部署、分期实施”的策略，分两期开发。开发主要经历了 4 个阶段，第一阶段，产能建设阶段，该阶段油田投产水平井89 口，定向井 12 口，随着生产井陆续投产，产油量增加、含水快速升高；第二阶段产量递减阶段新投产井少，产量递减明显、含水上升减缓、产液量平稳；第三阶段调整稳产阶段新增调整井，日产油量增加、综合含水平稳、日产液量平稳；第四个阶段为产液结构优化调整阶段，产量递减减缓、含水上升速度减缓、产液量稳定。截止 2019 年，研究区油田综合含水率为 93.9 %，动用储量采出程度为 14 %。

1.储层地质建模

以精细构造解释、储层反演、沉积微相及测井解释结果为基础，利用Petrel软件，运用砂地比以及各属性图件进行约束，采用相控随机建模方法，建立了构造模型和属性模型。对研究区块沉积微相做了大量研究，建立完整的沉积微相数据体，离散化后在构造模型基础

上，通过设置适当的变差函数，对物性的空间分布规律进行有效约束，建立孔隙度、渗透率、含油饱和度等模型，使孔隙度、渗透率等属性的变化更加直观的反映到各沉积微相之上，从而形成基本完整的地质模型。

2.油藏数值模拟

在储层地质建模的基础上，考虑砂体分布特征及研究的精细程度要求，对储层精细模型进行网格优化。利用已知井的岩石及流体测试参数，通过单井属性曲线粗化和正态变换，利用分层建立的变差函数模型，按照一定的插值方法对每个三维网格进行赋值，完成了油藏数值模型的初始化。

3.剩余油分布特征及规律

研究区块纵向上划分为3个砂层组共11个含油砂体。根据数值模拟得到的含油饱和度分布图，各砂层组平面上靠近北部断层的顶部位置剩余油饱和度较高，在0.56以上，中间区域呈油水过渡带状况，饱和度相对较低，南部区域呈现未动用剩余油，剩余油饱和度基本

上与构造线平行，呈现集中分布；纵向上，含油面积内上部剩余油饱和度整体高于下部剩余油饱和度，剩余油分布规模变小。

三、“双高”阶段开发难点

1.底水油藏含水上升快，递减大，油田稳产难度大

研究区油田以底水油藏为主，主要采用单砂体水平井开发模式，生产井投产初期表现为含水迅速上升，产量递减快；随着含水不断上升，中高含水期阶段递减率逐步减缓。强底水油藏产量递减大、含水上升快，油田稳产主要依靠高速开发的老井侧钻和新增调整井来实现，稳产手段单一，油田稳产难度大。

2.特高含水阶段，剩余油认识难度大

目前全油田已进入特高含水阶段，一方面由于采用水平井开发，测试资料少，剩余油研究难度大；另一方面，由于隔夹层的存在，造成了剩余油分布的进一步复杂化。

3.高含水期底水油藏挖潜难度大，水平井控水面临挑战

底水油藏布井主要依托隔夹层展布情况，而水平井开发模式，地质信息揭示少，导致隔夹层研究难度加大。近几年实施的调整井也揭示了河流相油田剩余油分布的复杂性，同一砂体过路井揭示油层水淹厚度不一、油底高于邻井水淹界面，水淹规律复杂导致底水油藏剩余油挖潜难度增加。目前 研究区油田生产井含水率大于 90 %的高含水井比例达到 65 %左右，目前水平井堵水工艺难度大，控水手段比较单一，针对高含水井缺少有效治理手段，水平井控水面临严峻挑战。

四、提高采收率技术对策研究

受底水脊进影响，底水油藏水平井布井位置一般选择靠近储层顶部，以满足避水高度的最大化，从而延缓含水上升速度。同时河流相油田储层以正韵律沉积为主，储层顶部物性变差，为了满足后期提液的需求，水平井着陆深度不能过浅，这些因素就给水平井实施带来了巨大挑战。为了解决传统地质油藏随钻技术瓶颈带来的问题，通过理论分析和方法研究，创新地形成随钻测井地质导向技术。该技术是指在水平井的钻井实施过程中，根据各种地质资料将随钻测井技术、建模、地震、定向井等多专业相结合的实时互动式综合研究，精细描述钻头所钻遇的地层和将要钻遇的地层。钻前地质建模前导预测过程中，首次提出钻前“导向井”选取“三相”原则：即相同（沉积微相）、相近（井距）、相似（地震响应特征），同时，通过对已钻井速度逐井分析，结合相邻的井的信息进行随钻地质评价，从相邻的井测井曲线中获取信息，预测目的层储层结构模型。利用随钻数据实时更新，准确指导水平井实施，降低地质风险，垂向上优化井眼轨迹，实现了水平井的高效实施。

1.优化方案设计，突出水平井的规模化应用

通过油藏工程研究和剩余油分布规律分析，认为研究区块具备通过开发调整来提高采收率的物质基础。在调整挖潜方案优化设计上，为充分发挥水平井在底水油藏中提高剩余油储量控制程度、提高单井产能、提高采收率和防止底水锥进的技术优势，围绕水平井筛选条件、经济技术界限和水平井参数优化设计，开展了大量基础研究工作。①水平井筛选方面，重点研究了隔夹层的分布状况。研究认为，对应于亚砂岩组之间的二级泥岩隔层平面和纵向分布稳定，厚度在1.5～4m之间，对应于各砂体间的隔夹层在平面和纵向上局部分布不稳定，厚度在0～3.5m之间。在平面上，上下隔层分布稳定、剩余油富集规模较大的厚油层具备实施水平井开发条件。②经济技术界限方面，根据经济评价指标，按盈亏平衡原则，绘制了高含水油藏水平井不同井深下初期极限产量和经济极限产量图版。③水平井参数优化设计方面，重点研究了水平井布井方式、垂向位置、水平段长度、生产压差和提液时机对开发效果的影响。研究认为，平行断层布井能有效控制含水上升速度，采收率比垂直断层布井提高6%；水平井垂向位置应尽量靠近油层上半部分，最佳无因次高度在0.7～0.9之间；水平段长度应与剩余油富集范围有合理的匹配关系，无因次水平段长度为0.3最佳；水平井在低含水期的合理生产压差为0.7MPa，合理的提液时机为综合含水达到85%时。

2.优选防砂堵水工艺技术，综合治理高含水井

通过国内外防砂堵水技术方法调研，比较各种技术方法的优劣，认为弱凝胶化学堵水技术具有固砂、选择性堵水等优势，比较适合研究区块储层易出砂的特点。重点从室内开展了聚丙烯酰胺酚醛树脂交联体系性能评价、段塞和配方优化设计研究。室内实验重点加强了成胶时间、成胶强度、热稳定性、封堵强度、注入时机、注入段塞体积、堵后水驱速度以及矿化度对封堵率的影响，筛选出溶解时间快、有效含量较高、无污染的水介质分散型聚丙烯酰胺乳液作为交联主剂，易于溶解的预聚酚醛树脂SG-3作为交联剂体系。堵剂通过在近井地带中成胶及电性吸附，将松散的砂粒黏附在一起，形成稳定的砂壁，起到稳砂作用，同时对远井地带砂粒形成阻挡，起到挡砂作用。在注入地层过程中，优先进入高渗透条带及大孔道，

对出水的主要通道产生封堵，从而起到堵水与防砂作用。根据不同堵剂浓度处理半径大小，

完成了前置液、主段塞和顶替液三个段塞的优化设计，形成了不同的配方。

3.优化避水和临界产量等参数，实现防砂控锥

针对研究区块开发过程中出现底水锥进、储层出砂的现象，应用油藏数值模拟和临界流速室内模拟实验手段，重点加强了射孔部位、避水厚度、底水水锥临界生产压差和出砂临界采液强度等因素研究，为新井投产和老井上返措施提供了指导。根据数模研究，高部位射孔优于低部位射孔，最佳无因次避水高度为0.7，底水水锥临界生产压差为1.6MPa，出砂临界采液强度为3.9m³/(d·m^-1)。根据研究成果，从防砂控锥角度出发，对2018年以来新投产的油井和老井上返措施开展了22井次射孔厚度、生产压差的优化，有效控制了底水过早锥进

和储层出砂现象，取得了较好效果。

五、实施效果评价

在剩余油分布规律研究基础上，优化了油藏开发调整方案设计和高含水油井的控锥稳油措施。方案实施调整井11口，其中水平井8口，侧钻井2口，常规调整井1口；同时，开展了部分高含水井的防砂堵水措施及挖潜工作。在油藏工程方面，开展以短水平段水平井为主的整体调整、优化避水厚度和生产压差等防锥技术的应用研究；在采油工程方面，优化高含水井的治锥方案设计，依据底水油藏水平井高速开发的策略，在剩余油精细描述的基础上，以随钻测井地质导向为工具，钻后单井平均初期产油 95 m³，超钻前设计 28 m³；初期单井平均含水率69 %，比钻前设计低 10 %，调整井累增油量 80.3×104m³，调整井实施效果整体较好；在稳油控水方面，通过对单井产液量进行系统的优化调整，分批次提液 72井次、限液 31 井次，实现油田累积增油 8.6×10⁴m³，油田开发效果得到改善。根据油田特点、存在问题和需要，结合地质、地震、建模、测井等专业，总结得到了一套适合低油柱底水油藏水平井高效开发关键技术，并通过研究区油田近三年的开发实践表明，该技术取得了较好的应用效果。

参考文献：

[1]杨君，龚兵，张建国，等.江汉油区出砂油井治理技术研究[J].江汉石油职工大学学报，2017