□黄予剑 王海欣

    近日，通过措施挖潜，江汉油田清河油区面14井区8口老井，合计日产油从1.6吨升到17.6吨，单元年度综合递减率为-2.8%，实现“逆生长”。

    “过去，我们一直认为该区块沙三上5砂组是一条大河道，但通过精细油藏描述，我们把一条河道重新刻画为3条河道，实施相应措施后，效果远超预期。”6月15日，清河采油厂地质研究所所长张再昌介绍。

    清河油区位于东营凹陷的边缘，经过36年开发，稳产难度不断加大。“在目前的采收率水平下，可采储量采出程度已达到85.91%，水驱单元均进入特高含水开发后期，精细油藏描述、找准剩余油是我们综合调整的重点。”张再昌说，“我们瞄准地质储量大且相对整装的面4区、面14区和面138区，与同类型油藏对标，在深化地质认识上下功夫。”

    从地层系数到储层电阻

    “在同一区块同一层位打井，为何产油效果差异这么大？”这个问题一直困扰着地质人员。

    面138区沙四4砂组为普通稠油二类油藏，以热采开发为主，储层物性好、黏度高。但近5年，该区块两次调整的整体效果都不好。

    热采有效储层的准确划分是实现经济有效开发的关键。“按照常规思路，地层系数（地层有效厚度与有效渗透率的乘积）为储层划分标准，我们一直按照这个标准寻找‘甜点’区域。”地质研究所副所长黄中歌说。实践证明，该区块储层平面非均质严重，就好像一整块甜饼，但砂糖撒得并不均匀。地质人员按照地层系数为标准划分“甜点”，但在近年来的产建油井中，近三成的油井地层系数与产能的相关性较差，制约经济有效开发。

    现实倒逼科研人员转变工作思路，开展技术攻关。他们对该单元215口老井开展测井曲线二次解释，在对影响储层的各项参数与历史开发效果开展匹配研究后，转变了认识：电阻应当成为该类优势储层的重要划分标准。

    “如果以储层电阻为标准，表征产能符合率就一下子由70.6%上升至92.5%。”黄中歌说。于是，他们按照新标准，在平面上将储层划分为三类，发现近5年产能不达标的油井均处于二、三类储层；同时，结合优势区的再认识，发现现阶段有176万吨的潜力储量未控制。该厂将这一认识推广到开发上呈现类似问题的单元，为老区油藏均衡动用带来新转机。

    从大河道到小河道

    在高液量、特高含水生产的面14井区，每采出1吨原油，就需要采出20立方米的液量，按照传统认识，该区块沙三段河道沉积储层全部属于高水淹区。

    采收率是衡量油气开发效果的重要指标。“我们与胜利油田同类型油藏对标，发现胜利油田的老河口区块采收率为26.53%，而面14区只有16.92%，这说明还有很大的挖潜空间。”地质研究所静态室主任刘丹表示。

    矛盾就是潜力，有油就有目标。科研人员通过剩余油监测，动静态结合，开展精细小层对比、描述历史水线等基础工作，深化储层认识。他们对面14区沙三上5砂组的285口井重新开展解释工作，按照沉积时期不同，结合隔层及储层展布特点，进一步细分小层。结果发现，大河道内藏有小河道，多期次河道沉积叠合，上下分布的小层处于河道不同位置，剩余油分布存在明显差异。

    从“大河道”到“小河道”，思路一变天地宽。小河道侧缘成为剩余油挖潜的新目标，采取针对性措施后，取得喜人效果。

    从整体水淹到局部富集

    多年开发调整，让科研人员认识到，“高采出不等于无可采”，高部位井间仍为剩余油富集区，特别是腰部和低部位水流线间仍有进一步挖潜剩余油的潜力。

    普通稠油水驱的特点，决定了历史水线的刻画对认识剩余油起决定性作用。在对近几年测井资料及腰低部位生产数据开展统计后，科研人员发现，目前腰低部位水线的刻画并不能精准描述剩余油分布情况。“历史水线显示，这些部位都淹了，但整体采出少，剩余油实际是比较富集的。”刘丹介绍。

    技术进步为深化地质认识提供了有力支撑。科研人员利用新地震资料精细构造、储层研究，配合数值模拟及动态监测等技术手段，深化剩余油潜力认识。他们改变传统的水线刻画原则，重新还原每年水流线情况，一个个被水线切割的剩余油局部富集区逐步显现，截至目前，在原高水淹区域重新刻画出局部剩余油富集区27个。

    “按照新修订的水线刻画原则，面1-面4区含水特点与水线分析符合率高达80%。”地质研究所首席专家刘涛说，“为进一步验证观点，我们在靠近水线15米部位，利用长停井进行补孔验证，实施后初期含水率为62%，日产油6吨，1个月后含水率稳定在85%，与水线认识完全一致。”科研人员利用5口老井挖潜剩余油，措施前合计日产油1.6吨，目前已稳定在10吨以上。今年以来，该厂通过技术攻关，稠油区块累计增油近1.5万吨。