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摘要：研究区块位于沾化凹陷中央隆起带构造带南部，标定采收率20.7%。含油层系主要为下第三系沙河街组沙二下亚段，油层平均孔隙度15.5%，空气渗透率15.58×10-3μm2，属于低渗注水开发油藏。面对开发后期日趋递减的产量形势，如何提高低渗油藏储量动用水平提高原油产量的问题，主力层深度开发就显得尤为重要，由此开展了立项研究。
关键词：沉积储层；单砂体级别；精细描述；开发技术；配套工艺
针对研究区块开发过程中存在的问题，进行了以沉积储层单砂体级别的精细描述，并开展油藏动态分析方法与数值模拟相结合的精细剩余油刻画，揭示了剩余油在平面、层间、层内的分布规律，对开发技术政策和配套工艺进行了可行性论证，制定了以恢复主力层井网为主的开发方案，实施后取得较好经济效益。
1精细刻画储层展布规律
本次研究统一地层对比划分标准，将该区沙二下亚段由46个小层划分60个小层。通过夹层研究，将60个小层细化为109个单砂层。建立砂组小层单砂体三级分层对比划分标准。通過对细分后沉积单元微相研究，取得的认识：①平面上，细化后沉积单元河道宽度窄，多为150-300m；②纵向上，细化后沉积单元河道厚度小，一般为2-5m，韵律段的连接方式更加多样化。⑨主力层主要集中在沙二下2、3、4、7，单层厚度大，具有多期次叠加的特点，层内非均质严重，细小隔层影响后期注水开发和剩余油分布。④平面上，细化后沉积单元河道宽度窄，多为150-300m；纵向上，细化后沉积单元河道厚度小，一般为2-5m。
2剩余油分布规律研究
对钻遇的13口完钻新井所钻遇油层水淹情况进行统计，一类层：钻遇水淹层16层65.2m，未水淹层厚度占59.4%，水淹厚度占40.6%；二类层：钻遇水淹层13层25.3m，未水淹层厚度占71_5%，水淹厚度占28.5%；三类层：钻遇水淹层6层8.2m。统计结果表明，一类层水淹相对水淹较严重，但仍是主要潜力层。统计2012年沙二下所测试的3口井52层精细C/0测井资料，水淹厚度占52%。分类层看，一类层水淹较严重，一、二级水淹层厚度占61.5%；二类层一、二级水淹层厚度占46.9%。但由于厚度大，主要潜力层仍在Ⅰ、Ⅱ类层。
3井网配置及配套工艺技术研究
3.1注采井距研究
通过对南北块油藏28个注水见效井组按注采相带分为三类：河道河道、河道侧翼、侧翼河道注采井网，研究表明平均注采井距228m。注采见效关系按与古水流方向分为顺古水流方向见效、逆古水流方向和垂直古水流方向见效。统计表明，逆古水流方向注水，对应油井见效效果好。综合分析结果，河道河道注采井网合理井距为260m左右、河道-侧翼注采井网合理井距为220m、侧翼侧翼注采井网合理井距为100n。
3.2配套工艺技术研究
压裂适应性评价：该区块平均注采井距在220m，通过合理井距研究结果，储层物性差的侧翼相带在目前井距下很难见到注水效果，经过压裂引效取得好的效果。水井降压增注适应性评价：污染主要有以下三类：一是定向井井钻井过程导致近井地带污染；二是注水过程中造成的污染；三是地层属中强水敏、酸敏。2016年针对污染类型的不同，采取不同的酸液体系，取得了一定的效果。调驱适应性评价：目前正面临主力层水淹，而采出程度又不高的问题，2016年通过实施调驱井2井次，见效4口，累计增油1358t。实践证明调驱这一工艺手段能适应南北块油藏，并能有效的提高采收率。
4技术创新内容
4.1单砂体井震结合的储层追踪相控识别技术。
由于南北块属于水下三角洲沉积，储层存在变化快、叠加性强的特点，单单依靠测井相和沉积相很难在纵向和平面上进行准确的预测，而地震属性具有空间连续性好的优势，地震属性不失为描述厚砂层分布的有力手段。一是限定在一个沉积旋回内沿目砂体计算和提取地震属性。地震属性计算提取时窗必须与参考标准层在一个沉积旋回内，保证提取的地震属性既不串层又具有相同的沉积环境，以提高属性精度。二是采用适合砂体厚度的时窗计算地震属性。针对沙二下亚段不同目标单砂体厚度范围，选择包括目标砂体的时窗内至少有2-3个采样点（4ms-6ms）以上。三是通过多种地震属性综合应用，描述砂体分布特征。如果多种属性对同一个地质现象都有表现，预测可靠性明显提高。
4.2细分沉积微相明确单砂体储层的叠置关系
沉积韵律研究是对砂体内部岩性粗细变化规律的研究，通过应用“旋回对比，分级控制”等方法，对沉积单元进行精细对比。在此基础上，考虑油藏开发的实际需求，确定沉积微相的研究对象。平面上，隔夹层展布规律：在水下分流河道发育区域，隔夹层厚度明显较薄，一般<0.15m；在水下分流河道侧翼，隔夹层明显发育，厚度一般为0.2-2.2m在水下天然堤微相带内，隔夹层逐渐过渡为隔层，厚度一般为2.0 4.0m。
4.3单砂体微差异剩余油研究技术
研究思路：以单砂层为研究对象，以夹层识别为基础，运用是eclipse油藏数值模拟软件分相带研究剩余油分布状况。经过细分沉积微相的结果表明：经过强水洗后，层内、层问含油饱和度仍有较大差异，且薄夹层对剩余油分布有一定的控制作用，其中物性好，水洗严重的部位含油饱和度30%左右，物性差部位含油饱和度40～50%。对于正韵律厚层，由于注入水首先沿大孔道运移。在顶部剩余油饱和度较高，存在剩余油；中部剩余油饱和度中等，底部剩余油饱和度较低，水淹严重。对于反韵律厚层，顶部剩余油饱和度最低，水淹严重，剩余油饱和度也较低。复合韵律段：物性好，且对应水井物性也好的砂段水淹严重，剩余饱和度低，反之则剩余饱和度高。
4.4效果评价
区块经过注采调整后，油藏开发形势明显改善，具体表现在以下几个方面：（1）可采储量增加：完钻新井4口，大修恢复油水井4井次，油藏可采储量增加了5.7×104t，提高采收率1个百分点。（2）区块产油量上升，综合含水下降：日产油由62.5t上升到100.8t，上升了38.3t/d，自然递减由40.01%减缓到9.75%，减缓了30.26个百分点，综合递减由32.75%减缓到-3.85%，减缓了36.6个百分点。采油速度由0.44%提高到0.59%。
5结束语
1）精细划分储层结构单元，刻画沉积储层单砂体级别的认识，是深化油藏开发中后期剩余油认识的基础；2）油藏动态分析方法和数值模拟相结合对剩余油的定量研究，是提高油藏开发水平的有力保障；3）对低渗油藏进行主力层井网恢复仍是下步开发的主要方向。
关键词：沉积储层；单砂体级别；精细描述；开发技术；配套工艺
针对研究区块开发过程中存在的问题，进行了以沉积储层单砂体级别的精细描述，并开展油藏动态分析方法与数值模拟相结合的精细剩余油刻画，揭示了剩余油在平面、层间、层内的分布规律，对开发技术政策和配套工艺进行了可行性论证，制定了以恢复主力层井网为主的开发方案，实施后取得较好经济效益。
1精细刻画储层展布规律
本次研究统一地层对比划分标准，将该区沙二下亚段由46个小层划分60个小层。通过夹层研究，将60个小层细化为109个单砂层。建立砂组小层单砂体三级分层对比划分标准。通過对细分后沉积单元微相研究，取得的认识：①平面上，细化后沉积单元河道宽度窄，多为150-300m；②纵向上，细化后沉积单元河道厚度小，一般为2-5m，韵律段的连接方式更加多样化。⑨主力层主要集中在沙二下2、3、4、7，单层厚度大，具有多期次叠加的特点，层内非均质严重，细小隔层影响后期注水开发和剩余油分布。④平面上，细化后沉积单元河道宽度窄，多为150-300m；纵向上，细化后沉积单元河道厚度小，一般为2-5m。
2剩余油分布规律研究
对钻遇的13口完钻新井所钻遇油层水淹情况进行统计，一类层：钻遇水淹层16层65.2m，未水淹层厚度占59.4%，水淹厚度占40.6%；二类层：钻遇水淹层13层25.3m，未水淹层厚度占71_5%，水淹厚度占28.5%；三类层：钻遇水淹层6层8.2m。统计结果表明，一类层水淹相对水淹较严重，但仍是主要潜力层。统计2012年沙二下所测试的3口井52层精细C/0测井资料，水淹厚度占52%。分类层看，一类层水淹较严重，一、二级水淹层厚度占61.5%；二类层一、二级水淹层厚度占46.9%。但由于厚度大，主要潜力层仍在Ⅰ、Ⅱ类层。
3井网配置及配套工艺技术研究
3.1注采井距研究
通过对南北块油藏28个注水见效井组按注采相带分为三类：河道河道、河道侧翼、侧翼河道注采井网，研究表明平均注采井距228m。注采见效关系按与古水流方向分为顺古水流方向见效、逆古水流方向和垂直古水流方向见效。统计表明，逆古水流方向注水，对应油井见效效果好。综合分析结果，河道河道注采井网合理井距为260m左右、河道-侧翼注采井网合理井距为220m、侧翼侧翼注采井网合理井距为100n。
3.2配套工艺技术研究
压裂适应性评价：该区块平均注采井距在220m，通过合理井距研究结果，储层物性差的侧翼相带在目前井距下很难见到注水效果，经过压裂引效取得好的效果。水井降压增注适应性评价：污染主要有以下三类：一是定向井井钻井过程导致近井地带污染；二是注水过程中造成的污染；三是地层属中强水敏、酸敏。2016年针对污染类型的不同，采取不同的酸液体系，取得了一定的效果。调驱适应性评价：目前正面临主力层水淹，而采出程度又不高的问题，2016年通过实施调驱井2井次，见效4口，累计增油1358t。实践证明调驱这一工艺手段能适应南北块油藏，并能有效的提高采收率。
4技术创新内容
4.1单砂体井震结合的储层追踪相控识别技术。
由于南北块属于水下三角洲沉积，储层存在变化快、叠加性强的特点，单单依靠测井相和沉积相很难在纵向和平面上进行准确的预测，而地震属性具有空间连续性好的优势，地震属性不失为描述厚砂层分布的有力手段。一是限定在一个沉积旋回内沿目砂体计算和提取地震属性。地震属性计算提取时窗必须与参考标准层在一个沉积旋回内，保证提取的地震属性既不串层又具有相同的沉积环境，以提高属性精度。二是采用适合砂体厚度的时窗计算地震属性。针对沙二下亚段不同目标单砂体厚度范围，选择包括目标砂体的时窗内至少有2-3个采样点（4ms-6ms）以上。三是通过多种地震属性综合应用，描述砂体分布特征。如果多种属性对同一个地质现象都有表现，预测可靠性明显提高。
4.2细分沉积微相明确单砂体储层的叠置关系
沉积韵律研究是对砂体内部岩性粗细变化规律的研究，通过应用“旋回对比，分级控制”等方法，对沉积单元进行精细对比。在此基础上，考虑油藏开发的实际需求，确定沉积微相的研究对象。平面上，隔夹层展布规律：在水下分流河道发育区域，隔夹层厚度明显较薄，一般<0.15m；在水下分流河道侧翼，隔夹层明显发育，厚度一般为0.2-2.2m在水下天然堤微相带内，隔夹层逐渐过渡为隔层，厚度一般为2.0 4.0m。
4.3单砂体微差异剩余油研究技术
研究思路：以单砂层为研究对象，以夹层识别为基础，运用是eclipse油藏数值模拟软件分相带研究剩余油分布状况。经过细分沉积微相的结果表明：经过强水洗后，层内、层问含油饱和度仍有较大差异，且薄夹层对剩余油分布有一定的控制作用，其中物性好，水洗严重的部位含油饱和度30%左右，物性差部位含油饱和度40～50%。对于正韵律厚层，由于注入水首先沿大孔道运移。在顶部剩余油饱和度较高，存在剩余油；中部剩余油饱和度中等，底部剩余油饱和度较低，水淹严重。对于反韵律厚层，顶部剩余油饱和度最低，水淹严重，剩余油饱和度也较低。复合韵律段：物性好，且对应水井物性也好的砂段水淹严重，剩余饱和度低，反之则剩余饱和度高。
4.4效果评价
区块经过注采调整后，油藏开发形势明显改善，具体表现在以下几个方面：（1）可采储量增加：完钻新井4口，大修恢复油水井4井次，油藏可采储量增加了5.7×104t，提高采收率1个百分点。（2）区块产油量上升，综合含水下降：日产油由62.5t上升到100.8t，上升了38.3t/d，自然递减由40.01%减缓到9.75%，减缓了30.26个百分点，综合递减由32.75%减缓到-3.85%，减缓了36.6个百分点。采油速度由0.44%提高到0.59%。
5结束语
1）精细划分储层结构单元，刻画沉积储层单砂体级别的认识，是深化油藏开发中后期剩余油认识的基础；2）油藏动态分析方法和数值模拟相结合对剩余油的定量研究，是提高油藏开发水平的有力保障；3）对低渗油藏进行主力层井网恢复仍是下步开发的主要方向。