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【摘要】马寨油田卫305块位于东濮凹陷西斜坡带北部，为常温常压低渗透断块油藏，1990年发现沙三中砂组油层投入开发，到2003年底，区块局部区域仍注采不完善，地层能量下降快，产量递减快。目前由于井况损坏严重，造成区块水驱控制、水驱动用、可采储量减少，含水上升；自然递减较难控制，稳产难度大。本文在深化油藏认识的基础上，以提高区块动用程度为目的，利用现有成熟配套工艺技术，实现平面及层间剩余油精细挖潜，改善了区块的开发效果。
【关键词】断块油藏 局部不完善 井况损坏 工艺技术 精细挖潜
1 基本情况
卫305块共有两个区块卫305块老区和卫305-18块，总含油面积3.2km2，主要开采层位沙三中6-7、沙三下7-10、沙四1-3，地质储量363×104t，标定采收率23.05%，可采储量83.75×104t，为非均质低渗透油藏。
2 开发中存在的主要问题
2.1 井况损坏，层间调控能力低
到2012年12月区块共有17口油水井带病生产，导致部分井区层间动用，层内挖潜措施无法实施，减少受控方向13个，损失水驱控制储量9.8×104t，水驱动用储量4.3×104t。
2.2 储层单一，层内矛盾突出，多年高速强采，水驱效率低
卫305块老区含油层位沙三中7，卫305-18块含油层位沙三下8-9，储层单一，多年的高速强采，卫305块老区含水85.51%，除去卫305块北部扩边新区，整个老区含水高达93.21%，注入水无效循环，水驱效率低。
3 开展的主要研究
针对开发中存在的问题，在落实构造的基础上，重点开展了剩余油分布规律的基础研究。
3.1 剩余油分布规律研究
影响剩余油分布的因素很多，包括地质和开发方案部署等两大方面因素。其中地质因素包括微构造形态、砂体展布、储层岩性、物性及非均质性、微观孔隙结构等。开发方案部署包括注采系统、井网完善程度以及注采强度的大小等因素。3.1.1？油藏工程方法
根据卫305块的构造井位图、有效厚度等值图、沉积微相图、孔隙度和渗透率等值线图建立地质模型，结合注水井吸水剖面资料、采油井产出剖面资料、油水井井史资料、新钻井电测解释资料以及油水井见效情况，将各注水井的注水量劈分到各小层上，依据地下流体的渗流特征及构造特征，在小层平面图上，以注水井为中心，按含水>80%、80～60%、60～40%、<40% 、弹性、损失、未见效四个水淹级别标准，绘制小层含水分级图。
在小层水淹分级图上，计算各网块和分级水淹体积，计算出损失储量、弹性驱储量和注水驱水淹分级储量：Ⅰ级水淹储量81.8×104t，占34.5%，Ⅱ级水淹储量34.1×104t，占14.4%，Ⅲ级水淹储量23.2×104t，占9.8%，Ⅳ级水淹储量14.7×104t，占6.2%，未见效储量30.1×104t，占12.7%，弹性储量40.5×104t，占17.1%，损失储量12.6×104t，占5.3%。
利用油藏工程方法，计算出各小层的驱油效率、波及系数、采出程度、采收率、含水率，从而对各小层的水驱动用状况有了较清楚的认识：区块累积水驱动用储量134.7×104t，程度56.9%；目前水驱动用储量118.7×104t，程度50.1%。
3.2 剩余油分布规律
3.2.1？层间剩余油分布
根据区块的实际地质情况、相渗曲线、油水井生产动态，把工程和地质方法的剩余油分布对照分析，将其划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三大类：
Ⅰ类层，储层物性较好，如沙三中72、沙三中64、沙三下84、沙三下103等小层。地质储量93.6×104t，占39.5%，一、二级强水淹储量占65.4%，三、四级及未水淹储量占34.6%，累积水驱动用程度达71.2%，采出程度28.89%，综合含水93.58%，剩余可采储量9.55×104t，占总剩余可采储量42.08%，所占剩余油储量比例较大。这些层一般水淹严重，动用程度高，剩余油主要分布在滞留区和井网控制不住区域。
Ⅱ类层，储层物性相对中等，如沙三中63、沙三下31、沙三下72、沙三下84、沙三下92等小层。地质储量75.4×104t，占31.8%，一、二级强水淹储量占48.6%，三、四级及未水淹储量占51.4%，累积水驱动用程度58.3%，采出程度19.74%，综合含水65.47%，剩余可采储量7.25×104t，占总剩余可采储量的31.95%。这类层是当前的主产层，剩余油一般分布在井网损坏区和物性相对较差区域。