论文部分内容阅读
摘 要：油田老区块产量下降，单独采取进攻性措施只能减缓区块产量递减，如果依然只是依靠天然能量开发，必然会出现产量的大幅度递减，成为影响稳产的重要因素。本文针对辽河油田锦612块在采取一系列进攻性措施补充地层能量的情况下，经过对地层情况进行深入分析，可以积极转变开发方式，补充地层能量。
关键词：开发 建议 地质 儲层 特征
一、辽河油田锦612块概况
锦612块地理位置位于辽宁省盘山县欢喜岭东南。构造位置位于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部，北部为欢127块、南部为欢17块，东与欢2-16-304块相邻，为一北部、西部分别被断层遮挡的单斜构造。
1.开发历程
地质技术人员利用全三维处理解释技术，对老三维地震资料进行二次精细处理解释，在锦612井区部署三口探井锦612、锦613、锦619井均获高产油气流，在随后几年，锦612块根据三口探井的试油结果以及该块油层发育情况，结合邻块开采史及本块不规则油藏的实际，设计采用一套层系，210m井距正方形井网投入开发，布井12口 ，分两批实施，共实施11口，从而拉开了断块全面开发序幕。
2.油藏地质特征
2.1地层及构造特征
锦612块钻井揭露地层自下而上依次为下第三系沙河街组四段、下第三系沙河街组三段、下第三系沙河街组沙二段、下第三系沙河街组一段、下第三系东营组；上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。该块目的层为下第三系沙河街组沙三段大凌河油层。
2.2储层特征
锦612块沉积类型为扇三角洲及湖底扇沉积体系，储层物性较好。大Ⅱ油层组平均有效孔隙度25.9%，平均渗透率2423md，平均泥质含量5.1%。
2.3油水分布规律及油气藏类型
锦612块大凌河油层在纵向上有二套油水组合，南北油水界面不统一，北块油水界面1320m，南块油水界面为1350m；油层分布受构造和岩性双因素控制，在储层发育且构造较高的部位油层发育，其中锦612-大H1井油层最厚，为166.1m。锦612块油层组分布受构造和岩性双因素控制，具有边水和底水，油气藏类型为受岩性控制的边底水油藏。该块大凌河油层原油物性较差，地层原油密度为0.8815g/cm3，粘度为54.3mpa·s。
二、开发特点
1.生产压差合理，自喷期长
锦612块开发初期经锦619经洗通试井证明5mm油咀为最佳工作制度，合理生产压差1.71MPa，采油指数23.7t/MPa？d，气油比23.7m3/t。投产的16口油井除22-36、24-38、26-40三口井下泵生产外，均5mm油咀自喷生产。合理的生产压差，延长了油井的自喷期，锦619井自喷期长达19个月，最短的22-34井自喷期也有4.5个月。
2.单位压降产油量高
锦612块投产初期地层压力14.87MPa，饱和压力10.9MPa，目前地层压力7.05MPa，平均月压降0.17MPa，单位压降产油6.3×104t，邻块16-304块地质特征与其相似，平均月压降0.5MPa，单位压降产油1.3×104t。
3.井区北部边水活跃，南部边水能量不足，推进速度较慢
根据油藏动态变化，并结合静态资料分析，我们认为该块内部有一条锦612-22-30断层，在构造上应分为锦619和锦613两个井区，两个井区油品性质相似，水性矿化度差别较大，油水界面不统一，且水淹规律也明显不同。锦613井区边水能量不很活跃，平水水淹速度只有0.5米/月。
三、深入分析断块储层问题
1.区块一直利用天然能量，地层压力下降
锦612块投入开发以来，由于基本依靠天然能量开发无外来能量补充，随生产时间的延续，地层压力下降。锦612块原始地层压力14.87MPa，饱和压力10.9MPa，目前内部地层压力7.05MPa，下降了7.82 MPa，平均月压降0.17MPa，地层内部亏空达115×104m3。
由于地层压力的下降，到2006年年末，所有油井全部停喷。地层能量不足使得依靠天然能量开采的锦612块产量指数递减。
2.区块油品性质差，井距过大，不利于油藏开发
锦612块投入开发之后，依靠天然能量高速开发，最高采油速度达到了4.1%，而该块合理采油速度为1.8%，在没有地层能量补充的情况下，直接导致了地层压力的急剧下降，气油比也从35m3/t上升到265m3/t，造成原油严重脱气，油品变差，同时地层原油粘度增大，渗流阻力增大，这也是含水上升速度快的主要原因。
四、储层潜力分析
612块目前地层压力已经低于饱和压力，产量递减幅度加大，要根本解决断块产能接替问题，只有及时补充地层能量，充分挖掘有限油层出油潜力，提高油层动用程度，才能最终达到理想的油气采收率，因此实施二次采油是必由之路。
锦612块大凌河油层的地层、地面原油分析资料表明，该块地层原油粘度大于50mpa·s，地面（20℃）原油密度大于0.92g/cm3，地面原油粘度164mpa·s，应属普通稠油范畴，可以通过稀油注汽，降低原油粘度，提高油藏采出程度。
五、下步建议
1.转变开发方式，实施二次采油，提高油藏采收率
因此，建议对锦612块可以先转注一个井组（可首选18-28井），进行热水驱替，在注采井网上考虑边部利用边水能量，中间一排转注，内部可进行蒸汽吞吐引效（按小型汽驱方式补充地层能量）。
2.利用各项进攻性措施，挖潜剩余油
锦612块井距比较远，井间剩余油富集，可以通过剩余油分布规律研究，在井间部新井、侧钻，挖掘井间剩余油（已设计新井锦612-大H2、锦612-大H3）。
3.深入分析油层水淹规律，对高含水井实施堵水补层
锦612块边水和底水活跃，初期对该区块开采没有能够及时补充地层能量，导致内部地层压力下降过快，边底水向油藏内部推进，影响区块的产量。对该区块进行水淹规律研究，控制边底水推进，对高含水井实施堵水补层。
参考文献
[1]裘亦楠，薛叔浩，《油气储层评价技术》，石油工业出版社，1997：28-51.
[2]姜在兴，《沉积学》，石油工业出版社，2003：257-402.
关键词：开发 建议 地质 儲层 特征
一、辽河油田锦612块概况
锦612块地理位置位于辽宁省盘山县欢喜岭东南。构造位置位于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部，北部为欢127块、南部为欢17块，东与欢2-16-304块相邻，为一北部、西部分别被断层遮挡的单斜构造。
1.开发历程
地质技术人员利用全三维处理解释技术，对老三维地震资料进行二次精细处理解释，在锦612井区部署三口探井锦612、锦613、锦619井均获高产油气流，在随后几年，锦612块根据三口探井的试油结果以及该块油层发育情况，结合邻块开采史及本块不规则油藏的实际，设计采用一套层系，210m井距正方形井网投入开发，布井12口 ，分两批实施，共实施11口，从而拉开了断块全面开发序幕。
2.油藏地质特征
2.1地层及构造特征
锦612块钻井揭露地层自下而上依次为下第三系沙河街组四段、下第三系沙河街组三段、下第三系沙河街组沙二段、下第三系沙河街组一段、下第三系东营组；上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。该块目的层为下第三系沙河街组沙三段大凌河油层。
2.2储层特征
锦612块沉积类型为扇三角洲及湖底扇沉积体系，储层物性较好。大Ⅱ油层组平均有效孔隙度25.9%，平均渗透率2423md，平均泥质含量5.1%。
2.3油水分布规律及油气藏类型
锦612块大凌河油层在纵向上有二套油水组合，南北油水界面不统一，北块油水界面1320m，南块油水界面为1350m；油层分布受构造和岩性双因素控制，在储层发育且构造较高的部位油层发育，其中锦612-大H1井油层最厚，为166.1m。锦612块油层组分布受构造和岩性双因素控制，具有边水和底水，油气藏类型为受岩性控制的边底水油藏。该块大凌河油层原油物性较差，地层原油密度为0.8815g/cm3，粘度为54.3mpa·s。
二、开发特点
1.生产压差合理，自喷期长
锦612块开发初期经锦619经洗通试井证明5mm油咀为最佳工作制度，合理生产压差1.71MPa，采油指数23.7t/MPa？d，气油比23.7m3/t。投产的16口油井除22-36、24-38、26-40三口井下泵生产外，均5mm油咀自喷生产。合理的生产压差，延长了油井的自喷期，锦619井自喷期长达19个月，最短的22-34井自喷期也有4.5个月。
2.单位压降产油量高
锦612块投产初期地层压力14.87MPa，饱和压力10.9MPa，目前地层压力7.05MPa，平均月压降0.17MPa，单位压降产油6.3×104t，邻块16-304块地质特征与其相似，平均月压降0.5MPa，单位压降产油1.3×104t。
3.井区北部边水活跃，南部边水能量不足，推进速度较慢
根据油藏动态变化，并结合静态资料分析，我们认为该块内部有一条锦612-22-30断层，在构造上应分为锦619和锦613两个井区，两个井区油品性质相似，水性矿化度差别较大，油水界面不统一，且水淹规律也明显不同。锦613井区边水能量不很活跃，平水水淹速度只有0.5米/月。
三、深入分析断块储层问题
1.区块一直利用天然能量，地层压力下降
锦612块投入开发以来，由于基本依靠天然能量开发无外来能量补充，随生产时间的延续，地层压力下降。锦612块原始地层压力14.87MPa，饱和压力10.9MPa，目前内部地层压力7.05MPa，下降了7.82 MPa，平均月压降0.17MPa，地层内部亏空达115×104m3。
由于地层压力的下降，到2006年年末，所有油井全部停喷。地层能量不足使得依靠天然能量开采的锦612块产量指数递减。
2.区块油品性质差，井距过大，不利于油藏开发
锦612块投入开发之后，依靠天然能量高速开发，最高采油速度达到了4.1%，而该块合理采油速度为1.8%，在没有地层能量补充的情况下，直接导致了地层压力的急剧下降，气油比也从35m3/t上升到265m3/t，造成原油严重脱气，油品变差，同时地层原油粘度增大，渗流阻力增大，这也是含水上升速度快的主要原因。
四、储层潜力分析
612块目前地层压力已经低于饱和压力，产量递减幅度加大，要根本解决断块产能接替问题，只有及时补充地层能量，充分挖掘有限油层出油潜力，提高油层动用程度，才能最终达到理想的油气采收率，因此实施二次采油是必由之路。
锦612块大凌河油层的地层、地面原油分析资料表明，该块地层原油粘度大于50mpa·s，地面（20℃）原油密度大于0.92g/cm3，地面原油粘度164mpa·s，应属普通稠油范畴，可以通过稀油注汽，降低原油粘度，提高油藏采出程度。
五、下步建议
1.转变开发方式，实施二次采油，提高油藏采收率
因此，建议对锦612块可以先转注一个井组（可首选18-28井），进行热水驱替，在注采井网上考虑边部利用边水能量，中间一排转注，内部可进行蒸汽吞吐引效（按小型汽驱方式补充地层能量）。
2.利用各项进攻性措施，挖潜剩余油
锦612块井距比较远，井间剩余油富集，可以通过剩余油分布规律研究，在井间部新井、侧钻，挖掘井间剩余油（已设计新井锦612-大H2、锦612-大H3）。
3.深入分析油层水淹规律，对高含水井实施堵水补层
锦612块边水和底水活跃，初期对该区块开采没有能够及时补充地层能量，导致内部地层压力下降过快，边底水向油藏内部推进，影响区块的产量。对该区块进行水淹规律研究，控制边底水推进，对高含水井实施堵水补层。
参考文献
[1]裘亦楠，薛叔浩，《油气储层评价技术》，石油工业出版社，1997：28-51.
[2]姜在兴，《沉积学》，石油工业出版社，2003：257-402.