东濮凹陷古近纪沙河街组是中原油田主要勘探开发目的层^[1]。胡七北块位于东襥凹陷西斜坡带第二断阶上，断层发育，构造复杂，含油面积3.1 km², 地质储量355 × 10⁴t，可采储量87 × 10⁴t, 标定采收率24.5%。该块主要发育有一条主控断层：石家集断层，一条次级断层：胡7-81断层(图 1)。石家集断层将该块切割成两个含油断块：胡7-5块和胡23块。在两个小断块内，还发育一系列的低级序、走向不一、断距20 ~ 60 m的小断层。

图 1(Fig. 1)

图 1 胡七北块构造井位图

胡七北块属于扇三角洲沉积环境，具有牵引流和重力流双重特性。从岩心资料上看，沙三段砂体从下到上为含砾粗砂岩到粉砂岩的岩性递变规律，且这种沉积交替出现，形成复合韵律，反映了一系列水进水退沉积环境变迁过程，纵横向上岩性、电性、物性、含油气性变化大，非均质性强。

该块于1986年1月投人开发，1987年8月投人注水开发，先后经历了建产期、高产期、递减期与目前的高含水期共四个开发阶段。目前该块总油井36口，开井29口，采油速度0.41%，采出程度18.29%，自然递减24.83%, 综合递减24.15%。总水井29口，开井19口，日注水平679 m³, 注采比1.21。

沙三段储层层间、层内非均质性强，中高渗层见效快，含水迅速上升，水驱方向单一，水驱波及面积小，而且低渗一特低渗层基本得不到水驱动用；Ⅰ类储层水驱控制程度最大，Ⅲ类储层水驱控制程度最差(表 1)。虽然Ⅰ、Ⅱ类储层水驱控制程度和动用程度都较高，但是剩余可采储量较大，而瓜类储层剩余可采储量与可采储量相差仅0.56×10⁴t; 所以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层均存在一定潜力，控制含水上升速度和提高水驱波及面积是挖潜剩余油的关键。

表 1(Table 1)

表 1 胡七北块基础数据

表 1 胡七北块基础数据

目前影响剩余油分布主要因素有以下两个方面。

沙三段储层渗透率在(0.2 ~ 630)×10³ μm²范围，平均值为40.7×10³ μm², 纵向上储层多且薄，S3下3-8突进系数大于2的层所占百分比大，非均质性强(图 2)。图中，突进系数也称非均质系数，指单层内渗透率的最大值与渗透率平均值的比值，储层突进系数越大，所占百分比越高，非均质性越强。

图 2(Fig. 2)

图 2 胡七北块各小层突进系数对比

据水井吸水剖面统计，吸水强度大于10的层占3.2%, 吸水强度在5 ~ 10之间的层占12.7%，吸水强度小于5的层占23.6%，不吸水的层占60.5% (图 3)。说明约84.1%的储层储量动用状况差或基本未动用。

图 3(Fig. 3)

图 3 胡七北块吸水强度分级示意图

致使井网不完善的原因主要有两种：一是套管损坏，二是生产井报废。油田高压注水开发，套管损坏严重，平面上主要分布在断层发育区、高地层水矿化度区、泥岩层和盐膏层发育区，剖面上主要分布在盐膏层段和主力生产井段，断层活动、地应力非均质演化、盐岩蠕变、油田开发历程和开采方式及油气流场、化学场演化是套损的主要控制因素^[1]。另外因作业造成井中落物使生产井报废，致使注采井网不完善，降低储量控制及动用程度。

该区主要发育扇三角洲前缘沉积亚相，分为水下分流河道、席状砂、前扇三角洲泥共三种沉积微相，水下分流河道是最为有利的沉积微相, 其次为席状砂微相。其中胡7-5块S3下12储层仅发育席状砂沉积微相，但泥质含量较高，物性相对较差。胡23块S3中6发育水下分流河道、席状砂，由西向东水动力逐渐减弱，砂体沉积厚度逐渐变薄，优质砂体主要集中在西部，处于构造高部位，是剩余油主要富集区(图 4)。

图 4(Fig. 4)

图 4 胡23块剩余油分布图

目前胡七北块累计注水249.2 × 10⁴ m³, 注采比1.36, 储层大面积水淹，剩余油主要在水驱难以到达的构造边角地带及构造高部位富集和在水驱动用程度较低的低渗储层中富集(图 4、图 5)。为达到油藏经济开发效果，挖潜潜力层、稳产主力层、寻找接替层是关键。

图 5(Fig. 5)

图 5 胡7—5块剩余油分布图

在沉积微相及剩余油分布研究的基础上，结合历史动态，选择有利区域，优化设计井位及层系，投产新井1口：胡7-411;布置更新井2口：胡新7-261、胡新7-88 (更新井是指该老井报废，新打一口开采同一层位的生产井)。实施后共新增控制储量16.7 × 10⁴t，新增可采出储量1.8 × 10⁴t; 截止目前累计增油1 266 t。

通过三维地震精细解释，发现原构造解释的胡7-5块南部小断层走向有偏差(图 5)。经过细化修改后，在胡7-5块南部构造边角部位S3下11-12层系存在边角剩余油。在胡7-侧131井先期注水的基础上，投产胡侧7-侧6井，投产初期曰产油14 t，有效实现了老区滚动扩边，提高了区块的储量控制程度。

胡七北块原始地层压力系数在0.77 ~ 1.08之间，属低压——常压系统。在区块开发过程中，地层能量下降较快，为防止地下亏空，保持地下能量充足，提高储量控制及采出程度，实施注水开发。对于新投井或新增层系，配以对应水井完善注采井网。如2010年5月专注胡7-侧131井后，胡7-297井日增油0.6t，胡7-侧2井日增油0.9t (表 2)。

表 2(Table 2)

表 2 胡7-侧131井组注水前后产状对比

表 2 胡7-侧131井组注水前后产状对比

不稳定注水是低渗透油藏提高水驱动用程度的有效注水方式，能有效提高水驱波及效率及波及面积^{[2, 3]}。脉冲注水是不稳定注水常用的一种注水方式^[4]，其原理是通过大幅升压、降压（即在确保配注的前提下间歇增注），在油藏中建立不稳定状态，在毛细管力、重力作用下，实现油水置换，达到扩大波及体积，提高油藏采收率的目的。通过注水实验室内实验表明：注停比为1:2的短注长停注水方式效果最好。由于胡七北块层间和层内非均质严重，稳定注水，水驱效率低，效果差, 经过分析后，优选胡侧7-4、胡7-269两个井组开展脉冲式注水，两井组增油49t(表 3)。

表 3(Table 3)

表 3 脉冲注水前后产状对比

表 3 脉冲注水前后产状对比

压裂工艺通过制造人工裂缝，从一定程度上改善储层物性，提高特低渗透油藏储量控制程度, 是Ⅲ类储层行之有效的剩余油挖潜技术。在微构造及储层发育规律研究的基础上，立足现有注采井网，采取适当的压裂工艺技术，改造储层，挖潜层间剩余油。胡七北块先后实施压裂措施3口井(表 4), 见效明显，至今累计增油485 t。

表 4(Table 4)

表 4 压裂措施前后产状对比

表 4 压裂措施前后产状对比

工区储层非均质性强，注水易单层突进, 对应油井含水上升快，造成注入水无效循环。H7-C136井组经过调剖后，累计措施增油688.2 t; H7-295井组实施分注后，累计增油1 550t; H7-82井组实施化堵后，累计增油474.5t(表 5)。说明化堵、调剖和分注是能有效改善剖面纵向矛盾，提高水驱波及体积，达到增油目的。

表 5(Table 5)

表 5 化堵、调剖、分注措施前后产状对比

表 5 化堵、调剖、分注措施前后产状对比

储层非均质性、井网的完善程度和注水方式制约胡七北块产能，胡七北块剩余油富集在低渗、特低渗层位，是主要油气接替区，平面上主要分布在水驱难以到达的构造边缘地带及微构造高部位。通过部署新井、侧钻老井、转注对应井，完善注采井网，补充地层能量；采用脉冲注水，提高水驱波及效率。压裂酸化技术有效改善低渗储层物性特征，为低渗储层高产提供有力保障；同时加强油水井维护工作，延长开井时率，是油田高产稳产增产的物质基础。