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摘要：D油田是国内仅见的火山粗面岩油藏，具有埋藏深、地层温度高、裂缝发育的特点。经历了天然能量和注水两个开发阶段。2003年产量达到峰值后进入快速递减阶段，年产油仅有1.8万吨，采油速度仅有0.08%。由于油藏储层的特殊性，开发过程中尝试了多种挖潜措施，常规技术应用效果差，酸化压裂和注氮气泡沫驱有较好效果。
关键词：稀油;注水開发;氮气泡沫驱
1 油田基本情况
图1 D油田开发井位图
1.1主要地质特征
D油田构造位置位于辽河盆地东部凹陷中段D构造带，是国内仅见的粗面岩油藏，开发目的层为s3中下粗面岩上报含油面积12km2，地质储量2744.6×104t油藏埋深2800-3300m，油藏类型为裂缝型块状边底水火山岩油藏（图1）。
D油整体是裂隙式喷发形成的狭长、产状陡、块状火山岩体，平面发育3个古火山口，岩相主要为喷溢相熔岩，构造上东高西低、南北狭长，东西高差近400m，地层倾角20-30°。岩性脆，易碎，区块断裂发育，被12条断层切割形成多个断块。储集空间复杂多样，基质孔隙度高，但渗透率低，裂缝孔隙度不增加，渗透率几千毫达西，但多数被充填好大喜功储集性能差，均质系数仅为0.22，非均质性强，具有裂缝-孔洞双重介质特征，是复合型储层。构造主体部位裂缝较发育，但平面、纵向分布不均。边底水较活跃，水油体积比5：1，水体较大，油井易暴性水淹，从见水到水淹仅4-6个月。
1.2开发现状
油田目前油井总井62口，油井开井41口，日产液417m3/d，日产油50t/d，综合含水88.1%，年产油能力1.8×104t，累产油149.1×104t，采油速度0.07%，采出程度5.4%。注水总井17口，注水开井5口，日注水508m3/d，年注水能力17×104m3，累注水159×104m3;年采注比0.89，累计注采比0.40，累亏空242×104m3，地层压力22.7Mpa。
2主要做法及效果分析
2.1以压裂酸化为主导技术，实现基础井网井高产高效
2001年部署的滚动探井小25井酸化压裂后自喷，日产油22t，同年在小22、23、25块共布井23口，实施16口，初期建产能354t/d，勘探方向由北向南转移。
2002年根据小28井及小25块新井投产效果，部署14口扩边井，在小16-40块部署开发井4口，在小24块部署控制井1口。因边部储层变差，此次部署的19口井仅实施3口，初期建产能16t/d。
基础井网实施48口，按照一套层系、300m正方形井网部署实施，在投产过程中，90%的油井经过压裂酸化改造，获得高产。基础井网日产油980t，压裂酸化井日产油828t，单井产量大于20t的油井达21口。
2.2开展局部井间加密，取得一定效果，但加剧了底水上升速度
试井分析300m井距井间干扰不明显、单控储量大（26.1×104t）、油藏压力高（28MPa），按一套层系210m井距，在裂缝发育区实施11口直井，在锥间带实施4口水平井，直井单井日产油34.8t/d，与周围直井相当，实现年产6.5×104t。水平井增大油井的泄油面积，产量是周围直井的1.8倍。分析加密井实施效果，加密井较老井效果变差，无水采油期从30个月减少到13个月，且油田含水月上升速度增加1.5%。
2.3开展注水开发试验，但有效期短，效果差
2005年开展注水试验，平面上面积注水，纵向上底水注水，转注20口井，8口油藏边部井注不进（28.2Mpa），12口井注得进（2.8Mpa），累注水145万方，累注采比0.38，地层压力恢复到23.6MPa。纵向上受重力影响，总体表现为底部吸水较多;注入水沿主裂缝方向突进;注水推进速度快（平均22m/d），注水有效期短。
2.4不断探索配套开采技术，但实施效果不理想
主体部位开展裂缝性油藏堵水试验，井筒内机械堵水不能解决地层水在井筒外沿裂缝侵入，常规凝胶堵剂不适合埋藏深、地层温度高的油藏;水玻璃堵剂造成地层堵塞，油井不出液。油藏边部油井实施深抽，地层供液能力有限，累计实施深抽29井次，见效4井次，累增油1050t，措施有效率不足14%。
2.5开展氮气泡沫驱驱油试验，取得较好增油效果
2013年开展氮气泡沫驱试验，见到了良好的增油效果。选井组完善，注采对应关系好，构造位置有利的小12-13井组作为氮气泡沫驱试验井组，累计注氮气230×104m3，折算地下体积17191m3，按充满系数0.8计算，受效半径为40m。同比水驱井组最高日增油11.2t，含水下降5.4%，阶段增油1370t。
3 结论
（1）对于火山岩油藏开发，常规技术措施增油效果较差，压裂酸化措施和氮气泡沫驱措施具有较好的增油效果。
（2）氮气泡沫驱与传统水驱相比驱油路径不同，氮气向构造高部位聚集，挤压、多方向驱替剩余油，波及体积大，见效井数多，是火山岩油藏开发的一项重要举措，但是成本较高，经济实用性差。
参考文献：
[1]温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004，11（4 ）：50-53.
[2]陈振亚等.明15块空气泡沫驱低温氧化反应动力学模型及影响因素分析[J].科学技术与工程，2012，12（18 ）：4363-4367
[3]张旭，刘建仪，孙良田，等.注空气低温氧化提高轻质油气藏采收率研究[J].天然气工业，2004，24（4 ）：：78-80..
[4]时庚戌.辽河油田开发实例[C].北京石油工业出版社，1994：124-128.
作者简介：
张文杰，女，1982年出生于辽宁北镇，满族，工程师，2006年毕业于江汉石油学院石油工程专业，现于辽河油田从事油藏地质研究工作。
关键词：稀油;注水開发;氮气泡沫驱
1 油田基本情况
图1 D油田开发井位图
1.1主要地质特征
D油田构造位置位于辽河盆地东部凹陷中段D构造带，是国内仅见的粗面岩油藏，开发目的层为s3中下粗面岩上报含油面积12km2，地质储量2744.6×104t油藏埋深2800-3300m，油藏类型为裂缝型块状边底水火山岩油藏（图1）。
D油整体是裂隙式喷发形成的狭长、产状陡、块状火山岩体，平面发育3个古火山口，岩相主要为喷溢相熔岩，构造上东高西低、南北狭长，东西高差近400m，地层倾角20-30°。岩性脆，易碎，区块断裂发育，被12条断层切割形成多个断块。储集空间复杂多样，基质孔隙度高，但渗透率低，裂缝孔隙度不增加，渗透率几千毫达西，但多数被充填好大喜功储集性能差，均质系数仅为0.22，非均质性强，具有裂缝-孔洞双重介质特征，是复合型储层。构造主体部位裂缝较发育，但平面、纵向分布不均。边底水较活跃，水油体积比5：1，水体较大，油井易暴性水淹，从见水到水淹仅4-6个月。
1.2开发现状
油田目前油井总井62口，油井开井41口，日产液417m3/d，日产油50t/d，综合含水88.1%，年产油能力1.8×104t，累产油149.1×104t，采油速度0.07%，采出程度5.4%。注水总井17口，注水开井5口，日注水508m3/d，年注水能力17×104m3，累注水159×104m3;年采注比0.89，累计注采比0.40，累亏空242×104m3，地层压力22.7Mpa。
2主要做法及效果分析
2.1以压裂酸化为主导技术，实现基础井网井高产高效
2001年部署的滚动探井小25井酸化压裂后自喷，日产油22t，同年在小22、23、25块共布井23口，实施16口，初期建产能354t/d，勘探方向由北向南转移。
2002年根据小28井及小25块新井投产效果，部署14口扩边井，在小16-40块部署开发井4口，在小24块部署控制井1口。因边部储层变差，此次部署的19口井仅实施3口，初期建产能16t/d。
基础井网实施48口，按照一套层系、300m正方形井网部署实施，在投产过程中，90%的油井经过压裂酸化改造，获得高产。基础井网日产油980t，压裂酸化井日产油828t，单井产量大于20t的油井达21口。
2.2开展局部井间加密，取得一定效果，但加剧了底水上升速度
试井分析300m井距井间干扰不明显、单控储量大（26.1×104t）、油藏压力高（28MPa），按一套层系210m井距，在裂缝发育区实施11口直井，在锥间带实施4口水平井，直井单井日产油34.8t/d，与周围直井相当，实现年产6.5×104t。水平井增大油井的泄油面积，产量是周围直井的1.8倍。分析加密井实施效果，加密井较老井效果变差，无水采油期从30个月减少到13个月，且油田含水月上升速度增加1.5%。
2.3开展注水开发试验，但有效期短，效果差
2005年开展注水试验，平面上面积注水，纵向上底水注水，转注20口井，8口油藏边部井注不进（28.2Mpa），12口井注得进（2.8Mpa），累注水145万方，累注采比0.38，地层压力恢复到23.6MPa。纵向上受重力影响，总体表现为底部吸水较多;注入水沿主裂缝方向突进;注水推进速度快（平均22m/d），注水有效期短。
2.4不断探索配套开采技术，但实施效果不理想
主体部位开展裂缝性油藏堵水试验，井筒内机械堵水不能解决地层水在井筒外沿裂缝侵入，常规凝胶堵剂不适合埋藏深、地层温度高的油藏;水玻璃堵剂造成地层堵塞，油井不出液。油藏边部油井实施深抽，地层供液能力有限，累计实施深抽29井次，见效4井次，累增油1050t，措施有效率不足14%。
2.5开展氮气泡沫驱驱油试验，取得较好增油效果
2013年开展氮气泡沫驱试验，见到了良好的增油效果。选井组完善，注采对应关系好，构造位置有利的小12-13井组作为氮气泡沫驱试验井组，累计注氮气230×104m3，折算地下体积17191m3，按充满系数0.8计算，受效半径为40m。同比水驱井组最高日增油11.2t，含水下降5.4%，阶段增油1370t。
3 结论
（1）对于火山岩油藏开发，常规技术措施增油效果较差，压裂酸化措施和氮气泡沫驱措施具有较好的增油效果。
（2）氮气泡沫驱与传统水驱相比驱油路径不同，氮气向构造高部位聚集，挤压、多方向驱替剩余油，波及体积大，见效井数多，是火山岩油藏开发的一项重要举措，但是成本较高，经济实用性差。
参考文献：
[1]温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004，11（4 ）：50-53.
[2]陈振亚等.明15块空气泡沫驱低温氧化反应动力学模型及影响因素分析[J].科学技术与工程，2012，12（18 ）：4363-4367
[3]张旭，刘建仪，孙良田，等.注空气低温氧化提高轻质油气藏采收率研究[J].天然气工业，2004，24（4 ）：：78-80..
[4]时庚戌.辽河油田开发实例[C].北京石油工业出版社，1994：124-128.
作者简介：
张文杰，女，1982年出生于辽宁北镇，满族，工程师，2006年毕业于江汉石油学院石油工程专业，现于辽河油田从事油藏地质研究工作。