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摘 要：高场油田从1984年投入开发，目前已进入特高含水期开发阶段，地质储量的采出程度已达到40.96%，措施潜力越来越小，挖潜难度越来越大，因此研究现阶段油田剩余油分布及潜力，对油田开发后期的稳产至关重要。本文从剩余油分布规律及特点出发，结合高场油田的实际开发情况，从纵向上，平面上，描述剩余油分布特点，提出潜力区。
关键词：高场油田;中高渗复杂断块油藏;特高含水期;剩余油研究
前言
高场油田构造处于江汉盆地潜江凹陷王場—广华—浩口断裂构造带西段，为浩口大断层上升盘的多个小型断鼻构造组成，区内小断层发育，走向近北东向。含油层系主要分布潜31、32、33、34、41、42六套油组，储层平均孔隙度为25.9%，渗透率1530md，属于中高孔、中高渗储层。截止2016年底，已动用含油面积1.7km2，地质储量202.0×104t，可采储量93.35×104t，标定采收率46.21%。1984年投入开发，由于边水活跃，油井见水快，目前综合含水已达到95.17%，进入特高含水期开发阶段，地质储量的采出程度已达到40.96%，挖潜难度越来越大，因此研究现阶段油田剩余油分布及潜力，对后期油田的稳产至关重要。
一、剩余油分布特点
剩余油分布一般具有以下两个特点：①纵向上，受层间差异影响，主要分布在物性相对较差的低渗透层中，或注采不完善的砂体中，通常为大范围分布，后期可考虑整体动用。②平面上，受平面非均质性影响，主要分布在边水或注水未波及的区域，包括物性较差区域及注水的非主流线区，通常呈条带状或孤岛状。
二、剩余油分布影响因素
根据剩余油分布特点，结合高场油田实际情况，从构造、地质及工程三个方面着手，研究油田的剩余油分布特点，并进行剩余油描述。
（一）构造因素
高场油田主体构造受浩口大断层的控制，为浩口北掉的反向正断层封闭的鼻状构造，该断层对高场油田的油气聚集，起着严格的控制作用。其余断层则断距较小，延伸较短，分布方向与浩口大断层斜交或平行，将油田切割成几个断块，对油气的分布起一定的控制作用，使高场构造复杂化。由于通过地震手段难以识别区内断距较小的次级断层，目前主要依靠小层精细对比，测井曲线解释，以及动态分析等方法，综合勾勒出构造形态。但由于断层发育，导致无法精确的与地下形态吻合，导致部分新井实钻后断失目的层。如2009年高26CZ井，该井利用高26井向高部位侧钻，钻至潜34油组底部时遇到小断层，断失潜411砂体，对比高46斜-3井，断距仅8m。
而复杂断块油藏，尤其是像高场油田边水活跃的油藏，在特高含水期，对构造的精细描述尤为重要。通常剩余油富集区集中在具有封闭性的断层、断面上具有鼻状突起区域和较高的区域。
（二）地质因素
从纵向上看，由于油田层系较多，层间存在物性差异，产能不一。根据油井早期试油试采资料，其中潜31、32油组产能较高，分别为29.2t/d、22.4t/d，潜34油组产能为12.7t/d，而潜41油组产能仅9.0t/d。从上至下，物性逐渐变差，部分砂体（如潜341，潜413）部分区域需要配合酸化、压裂等措施改造。目前油田32口油井中仅12口单采井，合采井占62.5%。合采井中物性差的砂体势必会受到物性好的砂体抑制，无法发挥相对较差层的生产能力，导致层间剩余油富集。通过对各井产量劈分至单砂体，量化各砂体剩余地质储量，图1结果显示，潜411、343，341等砂体仍有较大的挖潜空间。
从平面上看，水线的推进方向与平面水淹状态，与平面物性分布呈正相关，剩余油富集区主要集中在平面物性较差的区域。以潜411砂体为例，原认识高11井区内该砂体已大面积水淹，2007年新钻高11斜-1也证实该砂体水淹严重。但2013年在该砂体低部位新钻的高19斜-3井，测井显示该砂体为油层，泥质含量重，且声波时差与补偿密度呈反向，物性较差，射孔投产时初期产量3.0t/d，不含水，但生产一直非常稳定，2019年11月，该井日产油仍然保持在3.0t/d以上，累积产油2905吨。该井与原注水井高19井井距仅100m，比高19井砂顶垂深还低4m，而高19在该砂体上累计注水达15.7万方，这一现象违背了原大面水淹的认识。给予了新的启示，虽然有边水及注水的双向影响，但水线推进主要沿着物性优势区，物性差的区域不见水或见水程度低，后期有极大潜力可挖。
（三）工程因素
油井因套损或井下落物导致不能生产时，即损失了生产点，储量控制程度降低，形成剩余油。而高场油田地层水矿化度高达27.4*104mg/l，氯离子含量在16.0-18.0*104mg/l，地层结盐严重，管柱下井时间长易造成管卡。如高40井，该井正常生产时日产油量稳定在3.0t/d，2015年8月检泵时发现套管变形，导致井下落物无法生产。经论证，小层精细对比，对邻井高19斜-7采取补孔措施替代高40井，恢复了对潜3132油组的储量控制程度，日增油4.0t/d，取得了较好效果。
三、下步潜力分析
根据高场油田剩余油分布规律，发现不论从纵向上，还是平面上，潜411是目前剩余油富集较多的砂体，因此下步挖潜方向主要以该砂体为主。
（一）精细储层构造认识
高19斜-7原为高11井区的构造最高点，而测井曲线显示，该层深侧向仅1.18Ω·m，为高水淹层，射孔后日产液量18.2t，含水94.6%，日产油量仅1.0t，与测井解释相符。而相对构造位置稍低的高45井生产该层仅1年时间，1992年1月已封堵该层，因此认为高19斜-7的高水淹存在疑点。通过小层精细对比，尤其是断层附近的油井，对比发现潜33下为5套完整的盐韵律层，而高19斜-7缺失了一套，高11斜-1及高45完整。在断层以北的区域，高29井主吸水为411层，且长期保持稳定注水，因此综合分析高19斜-7在潜33下断失，潜411砂体分布在断层以北。而断层以南的区域构造形态发生变化，构造高部位无井控制，下步可钻新井控制高点。
（二）平面水线推进特征
对所有钻遇潜411砂体的井进行物性参数统计，将声波时差划分为3个等级，勾勒出砂体声波等值填充图，发现分布在断层两侧的井物性最好，向外次之，边部及腰部较差。结合注采实际情况，将含水率也划分为4个等级，做出含水分级图及剩余油分布图，与平面物性分布基本吻合。综合以上图件，可得出该砂体剩余油在平面上主要分布在物性较差的边部及腰部区域。其中高11井区内，除了少数水淹区外，大部分井因物性差未动用该砂体。位于油水边界附近的高11井，在1981年试油潜411.3层时，抽汲1500m/60次，日产油12.3方，水0.4方，表明了物性较差的层也有一定产能。结合目前单采井高19斜-3，证实物性较差层，虽然产能不高，但水淹风险小，稳产时间长，尤其是高11井区内，目前仅1口井生产，井网控制程度低。下步建议对高11井采取复射，在腰部物性差的区域部署新井高11-3，动用该砂体，提高储量的控制程度，挖潜剩余油。
参考文献
[1]张昆，郭丽丽，魏传荣.2014.关于老油田剩余油的分布特点及开产对策.中国石油和化工标准与质量.
[2]赵永胜，赵雪珍.1987.剩余油分布研究的系统分析方法.新疆石油地质.
[3]付黎明.2013.高含水期剩余油挖潜技术及分布研究.中国石油和化工标准与质量.
[4]曾流芳，卢云之，李林祥.股东油田特高含水期剩余油分布规律研究.油气地质与采收率.2003.
关键词：高场油田;中高渗复杂断块油藏;特高含水期;剩余油研究
前言
高场油田构造处于江汉盆地潜江凹陷王場—广华—浩口断裂构造带西段，为浩口大断层上升盘的多个小型断鼻构造组成，区内小断层发育，走向近北东向。含油层系主要分布潜31、32、33、34、41、42六套油组，储层平均孔隙度为25.9%，渗透率1530md，属于中高孔、中高渗储层。截止2016年底，已动用含油面积1.7km2，地质储量202.0×104t，可采储量93.35×104t，标定采收率46.21%。1984年投入开发，由于边水活跃，油井见水快，目前综合含水已达到95.17%，进入特高含水期开发阶段，地质储量的采出程度已达到40.96%，挖潜难度越来越大，因此研究现阶段油田剩余油分布及潜力，对后期油田的稳产至关重要。
一、剩余油分布特点
剩余油分布一般具有以下两个特点：①纵向上，受层间差异影响，主要分布在物性相对较差的低渗透层中，或注采不完善的砂体中，通常为大范围分布，后期可考虑整体动用。②平面上，受平面非均质性影响，主要分布在边水或注水未波及的区域，包括物性较差区域及注水的非主流线区，通常呈条带状或孤岛状。
二、剩余油分布影响因素
根据剩余油分布特点，结合高场油田实际情况，从构造、地质及工程三个方面着手，研究油田的剩余油分布特点，并进行剩余油描述。
（一）构造因素
高场油田主体构造受浩口大断层的控制，为浩口北掉的反向正断层封闭的鼻状构造，该断层对高场油田的油气聚集，起着严格的控制作用。其余断层则断距较小，延伸较短，分布方向与浩口大断层斜交或平行，将油田切割成几个断块，对油气的分布起一定的控制作用，使高场构造复杂化。由于通过地震手段难以识别区内断距较小的次级断层，目前主要依靠小层精细对比，测井曲线解释，以及动态分析等方法，综合勾勒出构造形态。但由于断层发育，导致无法精确的与地下形态吻合，导致部分新井实钻后断失目的层。如2009年高26CZ井，该井利用高26井向高部位侧钻，钻至潜34油组底部时遇到小断层，断失潜411砂体，对比高46斜-3井，断距仅8m。
而复杂断块油藏，尤其是像高场油田边水活跃的油藏，在特高含水期，对构造的精细描述尤为重要。通常剩余油富集区集中在具有封闭性的断层、断面上具有鼻状突起区域和较高的区域。
（二）地质因素
从纵向上看，由于油田层系较多，层间存在物性差异，产能不一。根据油井早期试油试采资料，其中潜31、32油组产能较高，分别为29.2t/d、22.4t/d，潜34油组产能为12.7t/d，而潜41油组产能仅9.0t/d。从上至下，物性逐渐变差，部分砂体（如潜341，潜413）部分区域需要配合酸化、压裂等措施改造。目前油田32口油井中仅12口单采井，合采井占62.5%。合采井中物性差的砂体势必会受到物性好的砂体抑制，无法发挥相对较差层的生产能力，导致层间剩余油富集。通过对各井产量劈分至单砂体，量化各砂体剩余地质储量，图1结果显示，潜411、343，341等砂体仍有较大的挖潜空间。
从平面上看，水线的推进方向与平面水淹状态，与平面物性分布呈正相关，剩余油富集区主要集中在平面物性较差的区域。以潜411砂体为例，原认识高11井区内该砂体已大面积水淹，2007年新钻高11斜-1也证实该砂体水淹严重。但2013年在该砂体低部位新钻的高19斜-3井，测井显示该砂体为油层，泥质含量重，且声波时差与补偿密度呈反向，物性较差，射孔投产时初期产量3.0t/d，不含水，但生产一直非常稳定，2019年11月，该井日产油仍然保持在3.0t/d以上，累积产油2905吨。该井与原注水井高19井井距仅100m，比高19井砂顶垂深还低4m，而高19在该砂体上累计注水达15.7万方，这一现象违背了原大面水淹的认识。给予了新的启示，虽然有边水及注水的双向影响，但水线推进主要沿着物性优势区，物性差的区域不见水或见水程度低，后期有极大潜力可挖。
（三）工程因素
油井因套损或井下落物导致不能生产时，即损失了生产点，储量控制程度降低，形成剩余油。而高场油田地层水矿化度高达27.4*104mg/l，氯离子含量在16.0-18.0*104mg/l，地层结盐严重，管柱下井时间长易造成管卡。如高40井，该井正常生产时日产油量稳定在3.0t/d，2015年8月检泵时发现套管变形，导致井下落物无法生产。经论证，小层精细对比，对邻井高19斜-7采取补孔措施替代高40井，恢复了对潜3132油组的储量控制程度，日增油4.0t/d，取得了较好效果。
三、下步潜力分析
根据高场油田剩余油分布规律，发现不论从纵向上，还是平面上，潜411是目前剩余油富集较多的砂体，因此下步挖潜方向主要以该砂体为主。
（一）精细储层构造认识
高19斜-7原为高11井区的构造最高点，而测井曲线显示，该层深侧向仅1.18Ω·m，为高水淹层，射孔后日产液量18.2t，含水94.6%，日产油量仅1.0t，与测井解释相符。而相对构造位置稍低的高45井生产该层仅1年时间，1992年1月已封堵该层，因此认为高19斜-7的高水淹存在疑点。通过小层精细对比，尤其是断层附近的油井，对比发现潜33下为5套完整的盐韵律层，而高19斜-7缺失了一套，高11斜-1及高45完整。在断层以北的区域，高29井主吸水为411层，且长期保持稳定注水，因此综合分析高19斜-7在潜33下断失，潜411砂体分布在断层以北。而断层以南的区域构造形态发生变化，构造高部位无井控制，下步可钻新井控制高点。
（二）平面水线推进特征
对所有钻遇潜411砂体的井进行物性参数统计，将声波时差划分为3个等级，勾勒出砂体声波等值填充图，发现分布在断层两侧的井物性最好，向外次之，边部及腰部较差。结合注采实际情况，将含水率也划分为4个等级，做出含水分级图及剩余油分布图，与平面物性分布基本吻合。综合以上图件，可得出该砂体剩余油在平面上主要分布在物性较差的边部及腰部区域。其中高11井区内，除了少数水淹区外，大部分井因物性差未动用该砂体。位于油水边界附近的高11井，在1981年试油潜411.3层时，抽汲1500m/60次，日产油12.3方，水0.4方，表明了物性较差的层也有一定产能。结合目前单采井高19斜-3，证实物性较差层，虽然产能不高，但水淹风险小，稳产时间长，尤其是高11井区内，目前仅1口井生产，井网控制程度低。下步建议对高11井采取复射，在腰部物性差的区域部署新井高11-3，动用该砂体，提高储量的控制程度，挖潜剩余油。
参考文献
[1]张昆，郭丽丽，魏传荣.2014.关于老油田剩余油的分布特点及开产对策.中国石油和化工标准与质量.
[2]赵永胜，赵雪珍.1987.剩余油分布研究的系统分析方法.新疆石油地质.
[3]付黎明.2013.高含水期剩余油挖潜技术及分布研究.中国石油和化工标准与质量.
[4]曾流芳，卢云之，李林祥.股东油田特高含水期剩余油分布规律研究.油气地质与采收率.2003.