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摘 要：锦99杜家台油层已进入高含水开发阶段，生产中表现出为油井水淹快，注水开发效果变差，压力保持水平低，区块递减率高，稳产难度大。针对以上情况开展区块开发效果评价研究，分析注水开发存在潜力。通过综合地质研究，寻找出剩余油分布规律。在此基础上通过部署调整井挖潜剩余油和实施细分层系轮替采油等措施，改善注采结构，实现了区块稳产，取得了较好效果。
关键词：剩余油 挖潜 调整 锦99块
区块概况
锦99块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。开发目的层为杜家台油层，是一被断层遮挡的边底水普通稠油油藏，该块于1983年正式投产，经过多年注水开发，区块存在诸多问题：局部注采系统不完善，油水井井况差，限制挖潜措施的实施，纵向上吸水不均导致层间剩余油分布不均，平面上油品性质差异较大，水驱效果不一等，导致剩余油分布零散，开发效果较差。
为了改善区块开发效果，提高开发水平，开展锦99块综合地质研究工作，并进行了前期实施。
一、综合地质研究
1.地质特征再认识
1.1地层对比研究
地层对比结果是：依据岩性及各种曲线反映的自然旋迴性，以油顶对齐，自上而下按旋迴进行对比。将Ⅰ、Ⅱ油组各划分为3各砂岩组，Ⅲ油组划分为2个砂岩组。小层的划分主要考虑电阻率曲线和感应曲线所反映的砂泥岩的可比性，并参考微电极的自然分层性。在此将Ⅰ油组Ⅰ1砂岩组划分为2个小层，其余各砂岩组均划分为3个小层。
1.2构造特征
锦99块处于一个复杂的构造背景下，断层比较发育，总的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。构造平面上发育20条断层，将区块分割成19个次级断块。主要断层4条，为北东方向与东西方向，断距大，60m-150m不等；延伸长，2.5-6km，对油层分布及油气聚集起着控制作用。内部小断层16条，北东方向占多数，断距30-70m，使区块内的油水关系复杂化。
1.3沉积相特征
锦99块杜家台油层是由北向南超覆沉积在古地层之上。物源方向来自北、东北，自下而上砂体分布逐渐扩大，杜I、II油层组主要起到填充作用。仅局部井区发育，杜Ⅱ2-杜Ⅰ3为沉积鼎盛时期，为主力储集层。杜Ⅰ2-杜Ⅰ1走向衰竭，砂体逐步收缩，中块残留一部分。
1.4储层岩性及物性特征
杜家台油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。岩性较细，以砂岩为主，储集岩石均为粒状结构，块状构造。胶结类型多为孔隙式胶结，胶结物主要为泥质。储层物性总体较好，平均有效孔隙度25.6%，平均有效渗透率0.536μm2，属于中孔中渗型。
1.5油层发育特征
杜家台油层总的分布特点是东西薄中间厚。东块油层厚度只有11m，中块锦99井附近最发育，单井油层厚度可达73m。从油层组来看，杜Ⅰ油层组全块分布；杜Ⅱ油层组集中分布在中块两个高点附近。油层埋深在1200～1400m，油水界面-1425m。杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.2m，油层平面厚度变化大，连通状况差，连通系数65%。油层纵向上以下部油层分布较稳定，连通状况较好。
1.6流体性质
原油性质较差。在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mPa.s。在50℃条件下脱气原油粘度为333mPa.s，属普通稠油。原始地层压力14.34MPa，饱和压力3.75MPa；原始气油比4.3m3/t，体积系数1.0089，属低饱和油藏。油层温度51℃。
1.7储量复算
本次复算以小层为单元分区块进行了计算，各断块储层物性和原油性质略有差异，计算地质储量为1348×104t。
2.剩余油分布规律研究
2.1平面上剩余油主要受注采关系及油藏构造控制
从研究的分析结果得出，剩余油富集区主要是构造的边角地带、注采井距过大以及注采井网不完善的地区，也是断块平面挖潜的有利地区。这种类型可分为：单砂体注采系统不完善型；构造控制型；井间滞留型。
2.2纵向上剩余油主要受层间及层内非均质性控制
纵向上剩余油主要受层间及层内非均质影响，形成了层间干扰型；复合砂体内部渗流屏障型及内部渗流差异型的控油模式。
2.3受沉积相影响，河间薄层砂物性较差，动用程度低，有一定的剩余储量。
由于厚度薄，渗透性较差，在注水开发过程中注水波及程度低。河间薄层砂砂体厚度虽然薄，但仍然具有一定的储量，至今动用很不充分，是今后挖潜的重要对象。但由于储层物性较差，必须采用新的配套措施才能收到较好效果。
二、挖潜对策研究及应用
1.挖潜对策及应用
依据该块剩余油分布的特点，采取“平面分区、细分开发单元；精细注水，深部调驱、蒸汽吞吐多元立体开发”的对策实施挖潜。
2.中东块立体开发
针对中东块的油藏特点采取立体开发，一类潜力油藏直平组合注水，二、三类潜力油藏实施深部调驱。
2.1锦2-15-002井区细分层系轮替采油试验
针对油藏特点及目前的开发现状，在锦2-15-002井区选取6个井组，其中油井10口，水井6口，实施轮替采油试验。开采杜Ⅰ组封堵杜Ⅱ组，然后轮换开采杜Ⅱ组。
2.2 东块加密调整实施蒸汽吞吐开发
针对东块目前的井网，局部实施加密调整；根据辽河油区蒸汽吞吐油藏的筛选标准，锦99块东块油藏条件适合注汽开发。
2.实施效果及效益分析
2.1实施效果
调整井部署取得成功。以剩余油分布图为基础，结合动态资料、单井解释结果、电性资料等相关资料。对剩余油富集的东块部署加密调整井3口和控制井1口，采油蒸汽吞吐方式开发，已累产油5333t。
中东块锦2-15-002井区轮替采油效果较好。共实施6井组，区日产液量由措施前的188.1t/d，上升到225.1t/d，日产油量则由4.2t/d，上升到6.2t/d，已累积增油4714t。
2.2效益分析
截止2013年底，累计增油10047t，原油售价按3000元/吨计算，生产成本按800元/吨计算，已直接创经济效益1010万元。
三、结论及建议
1.锦99块剩余油平面上主要集中在单砂体注采不完善及非主体相带，纵向上厚层具有较大的挖潜潜力。
2.针对不同的次级断块，采用蒸汽吞吐、精细注水等相适应的开采方式在锦99块产量保持了稳中有升。
3.加密调整井的成功实施，表明在高含水稀油区块只要开展精细地质研究，弄清剩余油的分布规律，老区开发大有潜力可为。
参考文献
[1] 姜汉桥，姚军等.油藏工程原理与方法.中国石油大学出版社.2006.
[2] 徐开礼，朱志澄.构造地质学.北京：地质出版社，2002.
[3] 张厚福.石油地质学。北京：石油工业出版社，2003.
作者简介：胡绍川（1987-），男，助理工程师，2009年毕业于西南石油大学资源勘查专业，现从事油田开发地质动态研究工作。
关键词：剩余油 挖潜 调整 锦99块
区块概况
锦99块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。开发目的层为杜家台油层，是一被断层遮挡的边底水普通稠油油藏，该块于1983年正式投产，经过多年注水开发，区块存在诸多问题：局部注采系统不完善，油水井井况差，限制挖潜措施的实施，纵向上吸水不均导致层间剩余油分布不均，平面上油品性质差异较大，水驱效果不一等，导致剩余油分布零散，开发效果较差。
为了改善区块开发效果，提高开发水平，开展锦99块综合地质研究工作，并进行了前期实施。
一、综合地质研究
1.地质特征再认识
1.1地层对比研究
地层对比结果是：依据岩性及各种曲线反映的自然旋迴性，以油顶对齐，自上而下按旋迴进行对比。将Ⅰ、Ⅱ油组各划分为3各砂岩组，Ⅲ油组划分为2个砂岩组。小层的划分主要考虑电阻率曲线和感应曲线所反映的砂泥岩的可比性，并参考微电极的自然分层性。在此将Ⅰ油组Ⅰ1砂岩组划分为2个小层，其余各砂岩组均划分为3个小层。
1.2构造特征
锦99块处于一个复杂的构造背景下，断层比较发育，总的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。构造平面上发育20条断层，将区块分割成19个次级断块。主要断层4条，为北东方向与东西方向，断距大，60m-150m不等；延伸长，2.5-6km，对油层分布及油气聚集起着控制作用。内部小断层16条，北东方向占多数，断距30-70m，使区块内的油水关系复杂化。
1.3沉积相特征
锦99块杜家台油层是由北向南超覆沉积在古地层之上。物源方向来自北、东北，自下而上砂体分布逐渐扩大，杜I、II油层组主要起到填充作用。仅局部井区发育，杜Ⅱ2-杜Ⅰ3为沉积鼎盛时期，为主力储集层。杜Ⅰ2-杜Ⅰ1走向衰竭，砂体逐步收缩，中块残留一部分。
1.4储层岩性及物性特征
杜家台油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。岩性较细，以砂岩为主，储集岩石均为粒状结构，块状构造。胶结类型多为孔隙式胶结，胶结物主要为泥质。储层物性总体较好，平均有效孔隙度25.6%，平均有效渗透率0.536μm2，属于中孔中渗型。
1.5油层发育特征
杜家台油层总的分布特点是东西薄中间厚。东块油层厚度只有11m，中块锦99井附近最发育，单井油层厚度可达73m。从油层组来看，杜Ⅰ油层组全块分布；杜Ⅱ油层组集中分布在中块两个高点附近。油层埋深在1200～1400m，油水界面-1425m。杜Ⅰ、Ⅱ油层组平均油层厚度21.2m，油层平面厚度变化大，连通状况差，连通系数65%。油层纵向上以下部油层分布较稳定，连通状况较好。
1.6流体性质
原油性质较差。在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mPa.s。在50℃条件下脱气原油粘度为333mPa.s，属普通稠油。原始地层压力14.34MPa，饱和压力3.75MPa；原始气油比4.3m3/t，体积系数1.0089，属低饱和油藏。油层温度51℃。
1.7储量复算
本次复算以小层为单元分区块进行了计算，各断块储层物性和原油性质略有差异，计算地质储量为1348×104t。
2.剩余油分布规律研究
2.1平面上剩余油主要受注采关系及油藏构造控制
从研究的分析结果得出，剩余油富集区主要是构造的边角地带、注采井距过大以及注采井网不完善的地区，也是断块平面挖潜的有利地区。这种类型可分为：单砂体注采系统不完善型；构造控制型；井间滞留型。
2.2纵向上剩余油主要受层间及层内非均质性控制
纵向上剩余油主要受层间及层内非均质影响，形成了层间干扰型；复合砂体内部渗流屏障型及内部渗流差异型的控油模式。
2.3受沉积相影响，河间薄层砂物性较差，动用程度低，有一定的剩余储量。
由于厚度薄，渗透性较差，在注水开发过程中注水波及程度低。河间薄层砂砂体厚度虽然薄，但仍然具有一定的储量，至今动用很不充分，是今后挖潜的重要对象。但由于储层物性较差，必须采用新的配套措施才能收到较好效果。
二、挖潜对策研究及应用
1.挖潜对策及应用
依据该块剩余油分布的特点，采取“平面分区、细分开发单元；精细注水，深部调驱、蒸汽吞吐多元立体开发”的对策实施挖潜。
2.中东块立体开发
针对中东块的油藏特点采取立体开发，一类潜力油藏直平组合注水，二、三类潜力油藏实施深部调驱。
2.1锦2-15-002井区细分层系轮替采油试验
针对油藏特点及目前的开发现状，在锦2-15-002井区选取6个井组，其中油井10口，水井6口，实施轮替采油试验。开采杜Ⅰ组封堵杜Ⅱ组，然后轮换开采杜Ⅱ组。
2.2 东块加密调整实施蒸汽吞吐开发
针对东块目前的井网，局部实施加密调整；根据辽河油区蒸汽吞吐油藏的筛选标准，锦99块东块油藏条件适合注汽开发。
2.实施效果及效益分析
2.1实施效果
调整井部署取得成功。以剩余油分布图为基础，结合动态资料、单井解释结果、电性资料等相关资料。对剩余油富集的东块部署加密调整井3口和控制井1口，采油蒸汽吞吐方式开发，已累产油5333t。
中东块锦2-15-002井区轮替采油效果较好。共实施6井组，区日产液量由措施前的188.1t/d，上升到225.1t/d，日产油量则由4.2t/d，上升到6.2t/d，已累积增油4714t。
2.2效益分析
截止2013年底，累计增油10047t，原油售价按3000元/吨计算，生产成本按800元/吨计算，已直接创经济效益1010万元。
三、结论及建议
1.锦99块剩余油平面上主要集中在单砂体注采不完善及非主体相带，纵向上厚层具有较大的挖潜潜力。
2.针对不同的次级断块，采用蒸汽吞吐、精细注水等相适应的开采方式在锦99块产量保持了稳中有升。
3.加密调整井的成功实施，表明在高含水稀油区块只要开展精细地质研究，弄清剩余油的分布规律，老区开发大有潜力可为。
参考文献
[1] 姜汉桥，姚军等.油藏工程原理与方法.中国石油大学出版社.2006.
[2] 徐开礼，朱志澄.构造地质学.北京：地质出版社，2002.
[3] 张厚福.石油地质学。北京：石油工业出版社，2003.
作者简介：胡绍川（1987-），男，助理工程师，2009年毕业于西南石油大学资源勘查专业，现从事油田开发地质动态研究工作。