论文部分内容阅读
摘要：曙二区大凌河油藏为近源物质快速堆积形成的水下扇，发育多套含油层系且各自有独立的油、气、水组合，断裂系统复杂。而早期少井多注的开发方式造成剩余油分布高度分散。近年来通过实施井网完善、動态调注、周期注水、分层注水，轮替注水等技术实现了区块高效开发。
关键词：多套层系；断裂系统复杂；剩余油分布复杂；井网完善；高效开发
1 油藏地质特征
曙二区大凌河油藏位于曙光油田南部，开发目的层为沙河街组三段大凌河油层，埋深1350—1850m，平均深度1675m，含油面积为4 5Km2，地质储量为1504×104t。
1.1构造特征
曙二区大凌河油藏基本形态为一由西北向东南倾没的斜坡，倾角为9，闭合高度为250米。构造内有10条主要断层把曙二区大凌河切割成10个大小各异的断块，断层不控制沉积，但控制油、气、水的分布(图1—曙二区大凌河油层开发井位部署图)。
1.2沉积特征
曙二区大凌河油层属于洪水期近源物质快速堆积形成的水下扇，呈现为多套深水浊积岩体与深水湖相泥岩互层沉积组合，纵向上总体分四套砂体，大Ⅱ、大Ⅲ砂体普遍发育。是全区的重要产能区。
1.3储层特征
曙二区大凌河油层受岩性和构造的双重控制，在纵向每个油层组都有一套独立的油、气、水系统。平面上油层变化较大，各个油层组的厚度在不同的部位差异大。油藏孔隙结构属于中孔、中渗、细吼不均匀型，孔隙度22.36％，渗透率349×10—3μm2。油藏岩性以砂砾岩和砾状砂岩为主，胶结类型以孔隙式为主，岩石结构的主要特点是粒度粗，分选差，颗粒磨圆度差。油层泥质含量较高，为13.9％，给油田开发带来一定影响。
1.4流体特征
曙二区大凌河油藏原油粘度平均为88.6(50℃)mPa.s，凝固点为15.8℃，比重为0.9068，含蜡量为10.7％，沥青+胶质含量为28.4％；地下原油粘度为59.95mPa.s，原油密度为0.896，原始油气比为24m3／t。地层水属NaHCO3型，矿化度3875mg／l。
2 开发历程及开发现状
曙二区大凌河油藏1978年10月投入试采，(图2一曙二区大凌河开发阶段划分曲线)1984年3月大规模新井投产，日产油保持在300t／d左右，含水依然上升较快，由阶段初期的32％升至65.9％。1991年6月后产量持续下降，先期递减较快。1996年后加大了措施力度，采取补孔，堵水、调水等综合措施，并针对油层堵塞进行了有效的油层改造措施，年产油基本实现了低速稳产运行。
截止到目前共有油井59口，开井51口，日产液1681t，日产油122t，综合含水92.8％，采油速度0.3‰采出程度10.44‰可采储量采出程度64.5％，共有水井27口，开井24口，日注水1285m3，月注采比0.65，累积注采比1.11。
3 油藏开发存在的主要问题
“十五”以来，曙二区大凌河开发效果变差，综合递减由“九五”末期的0.5％上升到2004年的12.5％，上升了12个百分点，并且油藏开发效果有进一步变差趋势。
3.1油层平面发育不稳定，井网完善难度大，储量动用不均
曙二区大凌河油藏属于近源物质快速堆积形成的水下扇，砂体透镜体分布，横向连通性差，油层发育不稳定。平面上大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三个主力油层组不重叠，西北部主要为大Ⅱ组，东北部为大Ⅳ组，南部Ⅱ—Ⅲ组发育较好，大IV组相对较差；即使同一油层组内部，也分为几个主砂体，如大Ⅱ组主要有三个主砂体，大Ⅲ组主要由四个主砂体。另外，二区大凌河油层与下伏杜家台油层共用一套开发井网，更加大了注采井网完善难度，造成平面储量动用不均衡。统计三个油层组平面动用状况，存在多个无注水区域，油井低产或关井，平均单井产液量只有12t，含水65.3％，采出程度低，而部分注水区域却水窜严重，产液量高，含水上升速度快，储量动用程度相对较高，如曙2—8—004C、曙2—7—006等区域单井产液量高达85t，含水95.4％。
3.2油层纵向非均质性强，水窜现象严重，纵向动用差异大
二区大凌河油层非均质性强，根据油层取芯资料统计，油层非均质系数为15.94，变异系数为0.8609，油层非均质性严重。受储层物性的层间差异影响，纵向动用程度差别较大，主力油层组大Ⅱ、大Ⅲ整体动用程度相对较高，动用程度达83％以上，大Ⅳ动用相对较差，动用程度只有72％，但各油层组内单层水窜严重，小层动用极不均衡，而且单层厚度大的小层内注入水也沿高渗条带突进，加剧了层内纵向动用差异。
4 油藏开发潜力分析及挖潜方向
4.1平面剩余油分布规律研究及挖潜方向
平面剩余油分布主要有以下几个特点：一是构造高部位、局部构造高点及构造边角存在注水未波及的剩余油富集区域，而构造低部位剩余油饱和度相对较低，但供液充足；二是受注采井网完善程度影响，注采井网不完善或原注采井网完善后井况损坏区域，剩余油较富集-三是受油水井工作制度和井距不配套影响，在储层物性较好的连片分布油层中仍有部分注水未波及到的剩余油富集区。
平面挖潜的几项措施：一是完善无注水区域注采井网。二是依据剩余油分布受构造控制的因素，进行高、低构造部位注采结构调整，改变流液方向。三是配合构造高、低部位注采结构调整，灵活应用多种注水方式，改善水驱效果。
4.2纵向剩余油分布及挖潜方向
纵向剩余油分布主要有以下几个特点：一方面受储层物性的层间差异影响。纵向动用程度差别较大，主力油层组大Ⅱ组，大Ⅲ组整体动用程度相对较高，仍是下步挖潜主力层，大Ⅳ组动用相对较差。另一方面受层内非均质性影响，存在层内未水淹及弱水淹区。由于单层厚度较大的小层内存在高渗条带，加上大凌河油藏注水开发初期注水强度大(月注采比最高达3.5)，造成注入水沿层内高渗条带突进，其他相对低渗部分弱水淹，甚至未水淹，该类剩余油主要靠层内不稳定注水、深度调剖来挖潜。
纵向挖潜的几项措施：一是改善纵向开发矛盾，通过水井分注、细分注水，调剖和油井补孔、封堵、解堵引效等配套措施，控制高渗层吸水、产液，充分发挥低渗层潜力。二是抑制层内注水突进，选取部分单层厚度大，层内突进严重的多级分注井，采取分层段的不稳定注水方式，驱替层内低渗条带剩余油，增加层内动用程度。
4.3以“注够水”为前提开展解堵措施，提高措施效果
一方面对无注水补充能量的低产低压井点通过转注、加强井组对应层位注水补充地层能 量，地层供液充足后确认油层堵塞引起低产再实施解堵；另一方面对层间矛盾较小的油层堵塞井点实施不动管柱解堵，节省作业费用，对高产液，层间矛盾突出的井点，认真分析高产液与低渗层位，采取分层解堵，提高措施效果。
5 开展的主要工作及效果评价
近年来通过剩余油分布规律研究，采取了以下措施实施油藏挖潜并取得了一定效果：
5.1新增注水井点，完善注采井网
通过研究确定了适合该块油藏转注的主要原则：一是按油、气、水组合完善注采井网，对油藏的大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三套油气水组合分别进行注采井网完善，二是分别对大Ⅱ组的3个主砂体，大Ⅲ组的4个主砂体按砂体单元完善注采井网；三是结合剩余油分布、微构造微幅度完善注采井网。
按照谢尔卡乔夫公式
ER=EDe-100α／f
式中α引用辽河油田统计的井网密度指数与流度关系式，即
α=0.0893-0.0208×1g(K／μo)
ER为采收率，％；ED为驱油效率，％；α为井网密度指数，f为井网密度，口／km2。K为渗透率，μm2；μo为地下原油粘度，mPa.s。
计算结果
α=0.135787，f=31.7口／km2，折算井距178m
曙二区大凌河目前井距168m，满足井网需要
依据以上完善注采井网原则，优选了7个单元进行注采井网调整，转注7口井，注采井数比由1:3.2增加到1:2.0，转注初期平均单井日注水60m3，年增注水5.32×104m3，共有8口井见到增油效果，初期日增油9.5t，年累增油1040t，有6口油井日产油保持稳定。
如曙2—8—307由于无注水补充能量，油井低产严重，多次解堵效果均较差。为保证地层有充足供液能力，曙2—8—3井5月份转注，日注水50m3，3个月后曙2—8—307见注水效果，日产液由15t／d升到32t／d，日产油由4t／d升至7t／d，动液面由1262m升至850m。
增加7个注水井点后，主体部位注水量仍然保持在1100m3／d左右，平均单井洼水压力由8.5MPa下降到7.9MPa，單井日注水量由80m3下降至60m3，受水窜影响严重的油井由16口下降到7口，含水上升得到有效控制。
5.2完善油藏边部注水，有效驱替剩余油
对边部3口以前认为无效、低效的不正常水井通过了分注、检分注复注，并制定了精细著，但仍然存在误判率高、准确度低的问题，对电机系统故障诊断技术的研究有必要进一步深化和成熟。
关键词：多套层系；断裂系统复杂；剩余油分布复杂；井网完善；高效开发
1 油藏地质特征
曙二区大凌河油藏位于曙光油田南部，开发目的层为沙河街组三段大凌河油层，埋深1350—1850m，平均深度1675m，含油面积为4 5Km2，地质储量为1504×104t。
1.1构造特征
曙二区大凌河油藏基本形态为一由西北向东南倾没的斜坡，倾角为9，闭合高度为250米。构造内有10条主要断层把曙二区大凌河切割成10个大小各异的断块，断层不控制沉积，但控制油、气、水的分布(图1—曙二区大凌河油层开发井位部署图)。
1.2沉积特征
曙二区大凌河油层属于洪水期近源物质快速堆积形成的水下扇，呈现为多套深水浊积岩体与深水湖相泥岩互层沉积组合，纵向上总体分四套砂体，大Ⅱ、大Ⅲ砂体普遍发育。是全区的重要产能区。
1.3储层特征
曙二区大凌河油层受岩性和构造的双重控制，在纵向每个油层组都有一套独立的油、气、水系统。平面上油层变化较大，各个油层组的厚度在不同的部位差异大。油藏孔隙结构属于中孔、中渗、细吼不均匀型，孔隙度22.36％，渗透率349×10—3μm2。油藏岩性以砂砾岩和砾状砂岩为主，胶结类型以孔隙式为主，岩石结构的主要特点是粒度粗，分选差，颗粒磨圆度差。油层泥质含量较高，为13.9％，给油田开发带来一定影响。
1.4流体特征
曙二区大凌河油藏原油粘度平均为88.6(50℃)mPa.s，凝固点为15.8℃，比重为0.9068，含蜡量为10.7％，沥青+胶质含量为28.4％；地下原油粘度为59.95mPa.s，原油密度为0.896，原始油气比为24m3／t。地层水属NaHCO3型，矿化度3875mg／l。
2 开发历程及开发现状
曙二区大凌河油藏1978年10月投入试采，(图2一曙二区大凌河开发阶段划分曲线)1984年3月大规模新井投产，日产油保持在300t／d左右，含水依然上升较快，由阶段初期的32％升至65.9％。1991年6月后产量持续下降，先期递减较快。1996年后加大了措施力度，采取补孔，堵水、调水等综合措施，并针对油层堵塞进行了有效的油层改造措施，年产油基本实现了低速稳产运行。
截止到目前共有油井59口，开井51口，日产液1681t，日产油122t，综合含水92.8％，采油速度0.3‰采出程度10.44‰可采储量采出程度64.5％，共有水井27口，开井24口，日注水1285m3，月注采比0.65，累积注采比1.11。
3 油藏开发存在的主要问题
“十五”以来，曙二区大凌河开发效果变差，综合递减由“九五”末期的0.5％上升到2004年的12.5％，上升了12个百分点，并且油藏开发效果有进一步变差趋势。
3.1油层平面发育不稳定，井网完善难度大，储量动用不均
曙二区大凌河油藏属于近源物质快速堆积形成的水下扇，砂体透镜体分布，横向连通性差，油层发育不稳定。平面上大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三个主力油层组不重叠，西北部主要为大Ⅱ组，东北部为大Ⅳ组，南部Ⅱ—Ⅲ组发育较好，大IV组相对较差；即使同一油层组内部，也分为几个主砂体，如大Ⅱ组主要有三个主砂体，大Ⅲ组主要由四个主砂体。另外，二区大凌河油层与下伏杜家台油层共用一套开发井网，更加大了注采井网完善难度，造成平面储量动用不均衡。统计三个油层组平面动用状况，存在多个无注水区域，油井低产或关井，平均单井产液量只有12t，含水65.3％，采出程度低，而部分注水区域却水窜严重，产液量高，含水上升速度快，储量动用程度相对较高，如曙2—8—004C、曙2—7—006等区域单井产液量高达85t，含水95.4％。
3.2油层纵向非均质性强，水窜现象严重，纵向动用差异大
二区大凌河油层非均质性强，根据油层取芯资料统计，油层非均质系数为15.94，变异系数为0.8609，油层非均质性严重。受储层物性的层间差异影响，纵向动用程度差别较大，主力油层组大Ⅱ、大Ⅲ整体动用程度相对较高，动用程度达83％以上，大Ⅳ动用相对较差，动用程度只有72％，但各油层组内单层水窜严重，小层动用极不均衡，而且单层厚度大的小层内注入水也沿高渗条带突进，加剧了层内纵向动用差异。
4 油藏开发潜力分析及挖潜方向
4.1平面剩余油分布规律研究及挖潜方向
平面剩余油分布主要有以下几个特点：一是构造高部位、局部构造高点及构造边角存在注水未波及的剩余油富集区域，而构造低部位剩余油饱和度相对较低，但供液充足；二是受注采井网完善程度影响，注采井网不完善或原注采井网完善后井况损坏区域，剩余油较富集-三是受油水井工作制度和井距不配套影响，在储层物性较好的连片分布油层中仍有部分注水未波及到的剩余油富集区。
平面挖潜的几项措施：一是完善无注水区域注采井网。二是依据剩余油分布受构造控制的因素，进行高、低构造部位注采结构调整，改变流液方向。三是配合构造高、低部位注采结构调整，灵活应用多种注水方式，改善水驱效果。
4.2纵向剩余油分布及挖潜方向
纵向剩余油分布主要有以下几个特点：一方面受储层物性的层间差异影响。纵向动用程度差别较大，主力油层组大Ⅱ组，大Ⅲ组整体动用程度相对较高，仍是下步挖潜主力层，大Ⅳ组动用相对较差。另一方面受层内非均质性影响，存在层内未水淹及弱水淹区。由于单层厚度较大的小层内存在高渗条带，加上大凌河油藏注水开发初期注水强度大(月注采比最高达3.5)，造成注入水沿层内高渗条带突进，其他相对低渗部分弱水淹，甚至未水淹，该类剩余油主要靠层内不稳定注水、深度调剖来挖潜。
纵向挖潜的几项措施：一是改善纵向开发矛盾，通过水井分注、细分注水，调剖和油井补孔、封堵、解堵引效等配套措施，控制高渗层吸水、产液，充分发挥低渗层潜力。二是抑制层内注水突进，选取部分单层厚度大，层内突进严重的多级分注井，采取分层段的不稳定注水方式，驱替层内低渗条带剩余油，增加层内动用程度。
4.3以“注够水”为前提开展解堵措施，提高措施效果
一方面对无注水补充能量的低产低压井点通过转注、加强井组对应层位注水补充地层能 量，地层供液充足后确认油层堵塞引起低产再实施解堵；另一方面对层间矛盾较小的油层堵塞井点实施不动管柱解堵，节省作业费用，对高产液，层间矛盾突出的井点，认真分析高产液与低渗层位，采取分层解堵，提高措施效果。
5 开展的主要工作及效果评价
近年来通过剩余油分布规律研究，采取了以下措施实施油藏挖潜并取得了一定效果：
5.1新增注水井点，完善注采井网
通过研究确定了适合该块油藏转注的主要原则：一是按油、气、水组合完善注采井网，对油藏的大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三套油气水组合分别进行注采井网完善，二是分别对大Ⅱ组的3个主砂体，大Ⅲ组的4个主砂体按砂体单元完善注采井网；三是结合剩余油分布、微构造微幅度完善注采井网。
按照谢尔卡乔夫公式
ER=EDe-100α／f
式中α引用辽河油田统计的井网密度指数与流度关系式，即
α=0.0893-0.0208×1g(K／μo)
ER为采收率，％；ED为驱油效率，％；α为井网密度指数，f为井网密度，口／km2。K为渗透率，μm2；μo为地下原油粘度，mPa.s。
计算结果
α=0.135787，f=31.7口／km2，折算井距178m
曙二区大凌河目前井距168m，满足井网需要
依据以上完善注采井网原则，优选了7个单元进行注采井网调整，转注7口井，注采井数比由1:3.2增加到1:2.0，转注初期平均单井日注水60m3，年增注水5.32×104m3，共有8口井见到增油效果，初期日增油9.5t，年累增油1040t，有6口油井日产油保持稳定。
如曙2—8—307由于无注水补充能量，油井低产严重，多次解堵效果均较差。为保证地层有充足供液能力，曙2—8—3井5月份转注，日注水50m3，3个月后曙2—8—307见注水效果，日产液由15t／d升到32t／d，日产油由4t／d升至7t／d，动液面由1262m升至850m。
增加7个注水井点后，主体部位注水量仍然保持在1100m3／d左右，平均单井洼水压力由8.5MPa下降到7.9MPa，單井日注水量由80m3下降至60m3，受水窜影响严重的油井由16口下降到7口，含水上升得到有效控制。
5.2完善油藏边部注水，有效驱替剩余油
对边部3口以前认为无效、低效的不正常水井通过了分注、检分注复注，并制定了精细著，但仍然存在误判率高、准确度低的问题，对电机系统故障诊断技术的研究有必要进一步深化和成熟。