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[摘 要]滨37-363块是滨南油田滨二区的一个低渗透油藏，1975年投入开发，多年来受油层低渗、层间物性差异大等问题困扰，区块开发难度大，稳产基础薄弱。本文通过对滨37-363块地质概况描述、油藏开发状况评价以及措施效果分析等内容，阐述了低渗透油藏剩余油挖潜，提高开发水平的有效途径。
[关键词]油层物性、渗透率、注采对应率、注采井网、井网密度、压裂、酸化、采收率
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0281-01
一、地质概况
滨37-363块位于滨二区西南部，目的层是一个被断层复杂化的中低渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造断块油藏。主力含油层系沙四上，共分5个砂层组，22个含油小层，含油面积4.3Km2，地质储量453×104t。
（一）构造特征：构造形态具北高南低、西高东低、东西部地层较陡、中间平缓的特点。滨363、363-7井区最缓，地层倾角2～4°，滨37-2、37-4井区最陡，地层倾角8～20°
（二）储层特征：
1）岩性特征：从滨644井的岩石成分薄片分析来看，滨37-363块储层岩性为岩屑质长石细-粉砂岩。岩石矿物成分主要为石英和长石，石英45.3%，长石37.2%，岩屑17.5%，岩石颗粒磨圆度差，多为次棱角状，分选系数中等偏差；胶结类型主要为孔隙式或基底式；由于埋深较大，压实作用较强，碎屑颗粒多呈线状接触，导致储层低孔低渗。
2）物性特征：油层物性差，平均孔隙度21.7%，平均渗透率102.8 10-3μm2，属中孔、中低渗透油藏。
（三）流体性质：地面原油粘度12.3mPa.s，地面原油密度0.858g/cm3，总矿化度175900mg/l，水型CaCl2，
二、开发历程
该断块自1975年投入开发以来，共经历了两个开发阶段
1、（1975.10-1990.12），该阶段为弹性开采阶段。阶段末油井开井16口，平均单井日产液8.43t/d，日产油8.2t/d，综合含水2.9%，采油速0.6%，采出程度0.9%，阶段累计产油4.4229万t，由于天然能量不足，日产油下降快，年递减率达40.38%，地层压降为13.7兆帕。
2、（1991.1-至今），该阶段为注采综合调整阶段
（1）注水初期：（1991.1-1998.4）：该阶段投产水井5口，阶段末开井0口，主要原因是井况差影响注水3口，泵压低注不进1口，地面原因1口.注水井问题多，注水困难，导致地层能量得不到及时补充，产量递减速度快.至94.12油井开井15口，单井日液1.7吨/天，日产油1.6吨/天，综合含水1.3%. 累计注水12.9432万方.累计采油12.3897万吨.采油速度0.2%，采出程度2.7%， 年递减率38%，地层压降11兆帕.
（2）注水中期：（1998.4-至今）：随着转注扶停工作量的实施，水井开井数上升，日注水量恢复，地层能量下降变缓，区块生产形势处于低产稳定状态。至09年8月，油井开井11口，单井日产液水平4.6t/d，日产油水平3t/d，综合含水33%，水井开井5口，日注水平194方/天， 累计产油23.8751万t，累计注水96.2887万方，累计注采比1.63，采油速度0.18%，采出程度5.3%，年递减率7.8%，地层压降13.3兆帕。
三、开发效果评价
（一）、储量动用状况评价
1、储量控制和动用程度：
滨37-363块，地质储量453万吨，井网控制储量346.9万吨，占76%，储量控制程度较低。可采储量91万吨，累计采油23.9万吨，可采储量的采出程度为26.2%，动用程度不高。
（二）井网完善状况评价
目前滨二区37-363块共有油井15口，开井11口，水井9口，开井5口，油水井数比1：2.2，从其平面分布状况看，只采不注井6口，井网完善程度低，对储层控制差。
从动态注采对应率统计中得出，只采不注占80%，动态对应率低，目前动态井网严重不完善。
（三）井距与井网密度评价
滨37-363块有效渗透率17.6×10-3μm2，地层粘度1.9mpas，计算技术极限半径92m，技术极限井距184m，目前平均井距345米。
滨37-363块目前井网密度4.3口/km2，理论采收率只有15%左右，而合理井网密度应为14.7口/km2。因此，目前井网不适应开发需求。
（四）能量保持状况评价
滨37-363块目前地层压力14MPa，地层压降13.3兆帕，目前总体上压力水平还比较低 ，地层能量呈下降趋势。
平面压力分布不均衡，平面看，井网完善程度好的井组，油井地层能量充足，压降低。完善程度差的井区能量不足，压降高。
纵向压力分布不均衡，受井网完善程度，油层非均质影响，分层开采效果不同，壓降差异大。
（五）采收率评价
递减法标定采收率8.3% ，而理论采收率（15%），现井网下动态采收率水平较低，开发效果很不理想。
四、历年所做工作认识
从历年措施工作量看：油井补孔是历年来最主要的工作量及增油措施，但从增油效果看压裂、酸化、解堵、扶停措施要好于其他措施。水井酸化是历年来油井最主要的工作量及增油措施。
认识一：措施有效期短。油层低渗注采不对应；注采井网不完善，能量得不到及时补充是造成措施有效期短的主要因素。
认识二：压裂、酸压补孔措施增油效果要好于压裂、酸压措施效果。
认识三：注采见效井组实施压裂酸化效果明显。
总体来说，近几年措施工作量投入少，年递减加大。
五、存在问题及下步挖潜对策
（一）存在问题
1、储量动用程度不均衡，水驱控制储量少。
2、停产停注井增多，造成动态井网不完善，水驱效果变差。
3、注水困难，造成油层动用状况变差，地层压力下降。
4、层间差异大，层间矛盾突出。
（二）下步挖潜对策
1、扶停产停注井，完善动态井网。滨10-3该井泵深1953米，08.9测试液面恢复至1082米，因此该井在做好预防污染工作的同时实施扶停措施，仍有一定的潜力。
滨363-10该井泵深1590米，08.11测试液面恢复至205米，对该井实施扶停措施，仍能挖掘一定的潜力.
2、改造油层，提高注采对应率从井组动态分析，363-20井组、160-2井组、363-15井组通过油层改造，能进一步改善注采效果，提高注采对应率。
3、实施油井补孔，提高储量动用率。只注不采的井实施补孔措施， 完善注采井网，提高水驱动用储量。
六、认识及体会
一、确保注水系统保持合理稳定的注水压力，是提高注水效率和层段注水合格率的关键，因此下步我们将进一步加强滨二注泵站的管理以及注水井井口压力落实工作，力求发现问题及时，处理问题合理，真正做到注足水、注好水。
二、根据动态需要，及时作好测试调配工作，充分挖掘低渗未动层潜力。
三、根据动态变化采取水井脉冲、停注以及调配等多种措施，减缓含水上升，改善两个剖面，调整产液结构 。
参考文献
[1]《采油与注水》—沈琛、沈秀通主编，蒋贤儒、彭仁田副主编，石油大学出版社
[关键词]油层物性、渗透率、注采对应率、注采井网、井网密度、压裂、酸化、采收率
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0281-01
一、地质概况
滨37-363块位于滨二区西南部，目的层是一个被断层复杂化的中低渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造断块油藏。主力含油层系沙四上，共分5个砂层组，22个含油小层，含油面积4.3Km2，地质储量453×104t。
（一）构造特征：构造形态具北高南低、西高东低、东西部地层较陡、中间平缓的特点。滨363、363-7井区最缓，地层倾角2～4°，滨37-2、37-4井区最陡，地层倾角8～20°
（二）储层特征：
1）岩性特征：从滨644井的岩石成分薄片分析来看，滨37-363块储层岩性为岩屑质长石细-粉砂岩。岩石矿物成分主要为石英和长石，石英45.3%，长石37.2%，岩屑17.5%，岩石颗粒磨圆度差，多为次棱角状，分选系数中等偏差；胶结类型主要为孔隙式或基底式；由于埋深较大，压实作用较强，碎屑颗粒多呈线状接触，导致储层低孔低渗。
2）物性特征：油层物性差，平均孔隙度21.7%，平均渗透率102.8 10-3μm2，属中孔、中低渗透油藏。
（三）流体性质：地面原油粘度12.3mPa.s，地面原油密度0.858g/cm3，总矿化度175900mg/l，水型CaCl2，
二、开发历程
该断块自1975年投入开发以来，共经历了两个开发阶段
1、（1975.10-1990.12），该阶段为弹性开采阶段。阶段末油井开井16口，平均单井日产液8.43t/d，日产油8.2t/d，综合含水2.9%，采油速0.6%，采出程度0.9%，阶段累计产油4.4229万t，由于天然能量不足，日产油下降快，年递减率达40.38%，地层压降为13.7兆帕。
2、（1991.1-至今），该阶段为注采综合调整阶段
（1）注水初期：（1991.1-1998.4）：该阶段投产水井5口，阶段末开井0口，主要原因是井况差影响注水3口，泵压低注不进1口，地面原因1口.注水井问题多，注水困难，导致地层能量得不到及时补充，产量递减速度快.至94.12油井开井15口，单井日液1.7吨/天，日产油1.6吨/天，综合含水1.3%. 累计注水12.9432万方.累计采油12.3897万吨.采油速度0.2%，采出程度2.7%， 年递减率38%，地层压降11兆帕.
（2）注水中期：（1998.4-至今）：随着转注扶停工作量的实施，水井开井数上升，日注水量恢复，地层能量下降变缓，区块生产形势处于低产稳定状态。至09年8月，油井开井11口，单井日产液水平4.6t/d，日产油水平3t/d，综合含水33%，水井开井5口，日注水平194方/天， 累计产油23.8751万t，累计注水96.2887万方，累计注采比1.63，采油速度0.18%，采出程度5.3%，年递减率7.8%，地层压降13.3兆帕。
三、开发效果评价
（一）、储量动用状况评价
1、储量控制和动用程度：
滨37-363块，地质储量453万吨，井网控制储量346.9万吨，占76%，储量控制程度较低。可采储量91万吨，累计采油23.9万吨，可采储量的采出程度为26.2%，动用程度不高。
（二）井网完善状况评价
目前滨二区37-363块共有油井15口，开井11口，水井9口，开井5口，油水井数比1：2.2，从其平面分布状况看，只采不注井6口，井网完善程度低，对储层控制差。
从动态注采对应率统计中得出，只采不注占80%，动态对应率低，目前动态井网严重不完善。
（三）井距与井网密度评价
滨37-363块有效渗透率17.6×10-3μm2，地层粘度1.9mpas，计算技术极限半径92m，技术极限井距184m，目前平均井距345米。
滨37-363块目前井网密度4.3口/km2，理论采收率只有15%左右，而合理井网密度应为14.7口/km2。因此，目前井网不适应开发需求。
（四）能量保持状况评价
滨37-363块目前地层压力14MPa，地层压降13.3兆帕，目前总体上压力水平还比较低 ，地层能量呈下降趋势。
平面压力分布不均衡，平面看，井网完善程度好的井组，油井地层能量充足，压降低。完善程度差的井区能量不足，压降高。
纵向压力分布不均衡，受井网完善程度，油层非均质影响，分层开采效果不同，壓降差异大。
（五）采收率评价
递减法标定采收率8.3% ，而理论采收率（15%），现井网下动态采收率水平较低，开发效果很不理想。
四、历年所做工作认识
从历年措施工作量看：油井补孔是历年来最主要的工作量及增油措施，但从增油效果看压裂、酸化、解堵、扶停措施要好于其他措施。水井酸化是历年来油井最主要的工作量及增油措施。
认识一：措施有效期短。油层低渗注采不对应；注采井网不完善，能量得不到及时补充是造成措施有效期短的主要因素。
认识二：压裂、酸压补孔措施增油效果要好于压裂、酸压措施效果。
认识三：注采见效井组实施压裂酸化效果明显。
总体来说，近几年措施工作量投入少，年递减加大。
五、存在问题及下步挖潜对策
（一）存在问题
1、储量动用程度不均衡，水驱控制储量少。
2、停产停注井增多，造成动态井网不完善，水驱效果变差。
3、注水困难，造成油层动用状况变差，地层压力下降。
4、层间差异大，层间矛盾突出。
（二）下步挖潜对策
1、扶停产停注井，完善动态井网。滨10-3该井泵深1953米，08.9测试液面恢复至1082米，因此该井在做好预防污染工作的同时实施扶停措施，仍有一定的潜力。
滨363-10该井泵深1590米，08.11测试液面恢复至205米，对该井实施扶停措施，仍能挖掘一定的潜力.
2、改造油层，提高注采对应率从井组动态分析，363-20井组、160-2井组、363-15井组通过油层改造，能进一步改善注采效果，提高注采对应率。
3、实施油井补孔，提高储量动用率。只注不采的井实施补孔措施， 完善注采井网，提高水驱动用储量。
六、认识及体会
一、确保注水系统保持合理稳定的注水压力，是提高注水效率和层段注水合格率的关键，因此下步我们将进一步加强滨二注泵站的管理以及注水井井口压力落实工作，力求发现问题及时，处理问题合理，真正做到注足水、注好水。
二、根据动态需要，及时作好测试调配工作，充分挖掘低渗未动层潜力。
三、根据动态变化采取水井脉冲、停注以及调配等多种措施，减缓含水上升，改善两个剖面，调整产液结构 。
参考文献
[1]《采油与注水》—沈琛、沈秀通主编，蒋贤儒、彭仁田副主编，石油大学出版社