一、前言

胡七南块属于典型的严重非均质断块油藏，经过20多年的注水开发，目前胡七南块综合含水97.5%，采出程度25.53%，采油速度0.22%，采液速度8.46%。

胡七南块经历了弹性开发阶段、基础井网建设阶段、加密调整高速开发阶段、控水稳油综合治理阶段、重组细分阶段、层间精细注采调整阶段等六大开发阶段。进入高含水开发后期，层间、平面矛盾进一步加剧。面临着剩余油分布高度分散、后期挖潜难度不断加大、开发效果变差等突出问题。近年来，随着油藏开发向相对低含水储量的转移，造成目前特高含水储量控制程度低，稳产难度大。   

2019年以来胡七南块通过沉积微相、剩余油及隔夹层研究，对特高高含水油藏挖潜取的可观效益，因此以胡七南的实践经验浅谈非均质油藏特高含水储量开发技术。

二、油田基本特征

胡七南块位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶带胡状集油田的中部，是由石家集断层和胡7-7断层夹持形成的东南倾伏的鼻状构造。两条主控断层向西南方向延伸相交。块内发育7-14断层，把该块分成油水系统差异较大的东西两个断块。油藏地层西高东低，地层东倾，倾角5-8°,地层较为平缓。沉积背景为湖泊环境下的水下扇三角州沉积，区块物源来自于西部的内黄隆起，主要物源方向北西，北北西方向。油藏埋深1650 - 2800米，含油层位S₃中⁶-S₃下¹⁰，含油面积2.3 km²，地质储量761万吨，可采储量208万吨，标定采收率27.33%。属于典型的湖盆边缘相水下扇沉积,发育河道砂、远砂坝、下切水道砂等16种沉积砂体，储层物性变化大，层间及平面非均质性严重，层间级差达50-150倍，渗透率变异系数0.9。平均地下原油密度0.83g/cm³，平均地下原油粘度3.72mPa.s。地层压力系数为1.0，地温梯度3.4℃/100m。

三、特高含水储量面临的开发问题

1、受层间调整影响，部分主力层（层系）注采井网不完善，水驱控制程度低

近几年，部分特高含水储量井网受层间调整，被优化到相对低含水储量上，造成其注采井数少，井网不完善，特别是一类储层。如胡七南块S3下4下层系，该层系地质储量 101×10⁴t，累计采油21.4×10⁴t，采出程度21.88%，目前油水井开井仅7口，其中油井开井4口，其中水井仅开井3口，水驱控制程度仅16.5%。这就相当于该层系剩余地质储量66.47×10⁴t无水驱控制。控制地质储量的减少，为油藏下步开发实现稳产上产造成了很大程度的制约。

2、注采井网与剩余油分布不匹配，注采短路循环,注水利用率低

3、剩余油分布类型以层内未水淹为主，认识及挖潜手段需进一步丰富

目前胡七南块一二类储层剩余可采储量66.57×10⁴t，其中层内未水淹型32.4×10⁴t，合计占主力层剩余可采储量的48.7%，潜力较大，但按常规分析方法认识难度大。

四、研究成果及创新点

1、沉积微相研究：利用岩心、测井和分析化验资料，建立沉积微相模式, 根据测井曲线特征建立沉积微相解释图版，开展沉积微相及砂体展布规律研究,重新绘制区块沉积微相图。

2、地质模型的建立：油田进入特高含水期，油藏描述需更加精细化。本次沙三下层系通过运用三维建模软件，从单砂体入手，以测井解释资料为依据，以三维空间网格化为手段，建立从单井-多井-区块范围的储层模型。以构造模型和储层模型为基础，通过油水分布和剩余油分布研究建立三维剩余油分布模型。从而使不同类型、不同规模的模型相互结合，相互补充，形成完整的地质模型。

3、剩余油影响因素研究：沉积韵律对层内剩余油分布影响 、沉积相带分布对水驱的影响、大孔道对水驱的影响、剩余油分布类型

3.1沉积韵律对层内剩余油分布影响：正韵律储层以底部水淹为主，储层顶部剩余油富集；复合韵律储层呈多段水洗，水驱效果较好

3.2泥质隔夹层对水驱的影响：非渗透泥质隔夹层主要为泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩。一般来说，隔夹层越多，储层物性往往越差。在长期的注水开发过程中，隔夹层分布较密集的地区，由于隔夹层的封挡作用，常常形成剩余油分布带。隔夹层分布密度较大的地区往往是有利的剩余油分布区。

3.3沉积微相对水驱的影响：中心井区河道相储层发育，由于长期注水，水淹面积较大。剩余油主要分布在低序级断层遮挡处及物性变差带

3.4大孔道对水驱的影响：由于长期注水冲刷，储层孔喉结构发生变化，高渗储层渗透率增大，形成“大孔道”，渗透率较相邻部位高3-5倍。

“大孔道”的特点：平面上具有一定方向延伸，纵向上多发育在河道相正韵律储层的底部。注入水在油水井间形成短路循环，严重影响到水驱波及面积。

4、隔夹层研究

4.1可行性分析：

一是主力层剩余可采储量所占比例大，为隔夹层研究提供了物质基础 ；区块层内水淹剩余油占总剩余地质储量45.5%，其中一、二类层层内剩余油占其总剩余储量的52.39%，挖潜潜力大，为隔夹层研究提供了物质基础。

二是层内非均质严重，动用差异大；区块非均质严重，储层主要以正韵律和复合韵律为主，其水淹特征表现为底部水淹型和分段水淹型。针对如此水淹特征，如果不开展隔夹层研究，实施层内剩余油挖潜难度大。

4.2隔夹层的识别：

泥质夹层：由粉砂质泥岩组成，厚度一般为0.5-1.0m。自然电位曲线有明显回返，泥质含量可达30%以上，在微梯度、微电极曲线上表现为重叠，无渗透性，隔层密闭性好。

物性夹层：由泥质粉砂岩、粉砂质泥岩组成，厚度一般为0.2-0.5m。自然电位曲线略有回返，泥质含量10%-15%，在微梯度、微电极曲线上表现为不重叠，低渗透性。

钙质夹层：由钙质泥岩组成，厚度一般为0.5-1.0m。自然电位曲线有明显回返，泥质含量高，在微梯度、微电极曲线上重叠并明显上跳，无渗透性。

五、现场应用效果分析

2019年累计实施特高含水储量挖潜12井次，配套水井工作量8井次，日增油能力13t，年累计增油2025t,增加水驱控制储量22.4×10⁴t，增加水驱动用储量7.3×10⁴t。

    六、几点认识

非均质油藏进入特高含水期后，只有在精细油藏描述的基础上，解放思想，勇于创新，才能有效改善与提高其开发效果。

     1、提高储量动用程度是有效开发的灵魂；

     2、油藏进入高含水开发后期，强化特高含水储量挖潜是提高采收率的有效方法；

     3、尊重油藏客观实际，创新思维，大胆实践，是油田开发的不竭动力。

【参考文献】：郝文民.胡状集高含水储量开发研究.管理创新期刊,2017.

作者简介：孟军伟，男，汉族，工程师，毕业于中原油田采油技校