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摘 要：齐9-欢50杜家台油藏经过多年的注水开发和多次平面、纵向调整，目前已进入快速递减阶段，地质条件逐年变差，可动用储量越来越少，剩余油分布极为复杂，开发难度逐年增加。在对该块地质特征和开发状况的认识和研究的基础上，本文结合动、静态资料，详细分析了研究区块的剩余油分布规律及控制因素，揭示了沉积微相及井网等对剩余油的控制作用，并根据剩余油分布规律提出下步挖潜对策。
关键词：杜家台 注水开发 剩余油 控制因素 挖潜
齐9～欢50断块位于欢北杜家台中部，含油面积6.95km2，石油地质储量635×104t。该块杜家台油层油藏埋深–2275m~2750m，平均孔隙度14%，平均渗透率71.2×103 。区块于1975年开始勘探，1977年先后对齐9、欢11、欢50井进行了试油试采，获得高产工业油气流。1980年按照500m井距基础井网部署并投产油井17口，投转注水井2口，实现了早期注水开发，形成了该块的基础井网。根据油田注水开发的需要于1980年底编制了350m井网加密调整方案，到1986年12月全块共投产油水井34口，油井27口，投注水井1口，转注6口，完善井区的注采井网。89年在齐9块实施小井距加密实验，投产油井9口，注水井1口，转注水井4口。93年在欢50块进行200m井距加密调整，投产油井20口，转注水井3口，进一步完善了内部注采井网。96年到2004年先后在欢50块和4-14块进行扩边部署油井13口，注水井3口。截止到1999年底，区块注水井注不进全部停注，2001～2003年恢复3口井注水，从2003年底开始，区块全面停注。2010年底又逐步恢复该区块的注水，经过6年的停注，油水已经重新分布。截止2010年，采出程度达到24.27％，综合含水72.5％，开发效果逐渐变差。
目前开发过程存在问题：
（1）边部注采井网不完善，平面上边部油井难以见到注水效果。
（2）在注水开发过程中合采和注加剧了断块无论是平面上，还是垂向上的层间、层内矛盾，使得开发中后期开发难度增大。
（3）油层纵向非均质性强，油井见水后含水上升快，调整难度大。
为保障继续经济有效地开发油藏，最大程度的挖潜油藏剩余油，对剩余油分布规律进行研究就显得尤为重要。
一、剩余油分布规律
1.平面剩余油分布特征
研究认为，在平面上齐9-欢50井区剩余油全面分布，局部富集。平面剩余油分布受砂体形态、连通性及顶底起伏控制[1]。沿扇三角洲前缘水下分支河道的主流线方向砂体连通性好，孔渗性相对较高，原始油气富集程度高。在水下分支河道的短轴方向上，砂体边缘及连通砂体侧向拼贴部位，孔渗性变化快，阻碍了流体的均匀渗流，水淹程度相对较弱。剩余油富集。总体上，砂体连通性差、水驱波及效果差的部位剩余油相对富集。
2.纵向剩余油分布特征
纵向上由于受储层发育状况和储层物性性及注采系统的影响，使得层与层之间的水淹状况及剩余油分布差异较大。
2.1层间分析，层间差异致使水驱油波及厚度和采出程度的差异。跟据吸水剖面测试资料分析，注入水主要沿着单层较厚、渗透性较好的高渗层推进，而薄层和低渗透层基本不吸水。此外，齐9-欢50井区早期注入水严重超标，这也是造成低渗层堵塞较为严重，油层不吸水的一个主要原因。因此，该区块杜家台油层剩余油一般在非均质相对强、物性较差的层位富集。这部分剩余油动用难度较大，但对于齐9-欢50块这也是潜力所在，仍具有较大的挖潜余地。
2.2层内分析，剩余油分布受储层沉积韵律影响，不尽相同。总体而论，杜家台油层扇三角洲前缘砂体层内垂向非均质性强，储层具有低渗透特点，水驱波及效率低，水淹程度低，层内剩余油分布复杂。
二、剩余油分布控制因素分析
剩余油分布主要受到地质和开发两方面因素的影响。地质方面因素如储层的非均质性、物性、构造、断层和砂体分布等；开发方面主要是注采系统和井网完善程度及生产动态等。这些方面相互依赖，又相互制约[2]。
1.地质因素
沉积条件决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型，同时也控制了砂岩的空间分布、沉积微相展布、储层的非均质性等地质因素。其中储层的非均质性、沉积微相和微构造是影响剩余油的根本因素。
1.1沉积相控制剩余油的分布。
1.2储层微观特征对剩余油的控制作用。
1.3微构造对剩余油分布的控制作用。
2.开发因素
开发因素主要有注采关系、注水距离、井网密度等。注采井网的完善程度、注采井距大小都会对剩余油的分布造成影响[5]，注采系统不完善、与注水井井距远、受效方向少的地区，水淹程度低，剩余油饱和度高。目前齐9-欢50井区内部井网已基本完善，油井在不同程度上见到注水效果，但边部如欢2-3-17与欢2-3-16附近注采井距较大达500多米，局部注采不平衡，以致使油井单向受效或难以见到注水效果，低产低液而关井。如欢2-6-511、欢2-6-5015、欢2-5-13等井，影响了区块整体开发效果。
三、潜力分析及下步挖潜对策
经计算，目前齐9-欢50块平均剩余油饱和度为0.493，剩余可采储量约为154.1×104t，仍具有很大的挖潜潜力。
1.内部欢2-5-13块目前采出程度很低，根据生产动态资料研究表明，在欢10和欢2-5-13井区构造落实，油层发育稳定，剩余油富集，可部署新井2口。
2.欢2-4-14小块剩余油主要聚集在欢2-4-16～欢2-3-16井区。经从新落实构造，去掉了该块原有的欢2-3-17断层，2010年10月利用研究成果补开杜I3砂岩组27、28小层，初期日产油9.6t，目前已累计增油702.5t，预计最终可增油1500t。下步可在该井区部署新井3口，充分挖掘剩余油。
3.齐9块内部剩余油为条带状分布，比较集中，便于进行注水调整，但老注水井都因油层污染不吸水停注，下步可对油水井别进行调整，恢复注水开发。预计在齐9块内部进行注水调整后可增加可采储量23.0×104t。
四、结论
1.随着油田的深入开发，地下油水重新分布，调整挖潜的重点将转向高度分散而又局部相对富集的剩余油。
2.齐9-欢50杜家台油藏储层非均质性强，水淹不均匀，层内剩余油主要分布于渗透率较低、非均质性相对强的部位。
3.注采系统完善程度及构造特征是影响水驱开发油藏剩余油分布规律的主要因素，对齐9-欢50块剩余油的分布起到了决定性作用。
4.齐9-欢50块杜家台油层剩余油分布零散，建议对剩余油富集、沉积有利部位部署新井挖潜，对针对主力油层开发过程中忽略的动用程度低、层薄的非主力油层实施水平井挖潜。
参考文献
[1]曾发富，董春梅等.滩坝相低渗透油藏储层非均质性与剩余油分布[J].石油大学学报，1998，22（6）：39～45.
[2]赵红兵，徐玲.特高含水期油藏剩余油分布影响因素研究[J].石油天然气学报，2006，28（2）：110～113.
[3]周炜，等.应用数值模拟技术研究剩余油分布规律[J].断块油气田，2010.17（3）：327～328.
[4]席继强，等.严重非均质断块油田稳产技术[J].特种油气藏，2002，9（2）：42～44.
[5]孙雁斌.特高含水期剩余油分布的定性描述技术[J].内蒙古石油化工，2003，29（2）：113～114.
[6]杜庆龙，等.不同规模地质体剩余油的形成与分布研究[J].石油勘探與开发，2004.31（1）：95～100.
作者简介：易双林（1978-），男，助理工程师，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事石油地质研究工作。
关键词：杜家台 注水开发 剩余油 控制因素 挖潜
齐9～欢50断块位于欢北杜家台中部，含油面积6.95km2，石油地质储量635×104t。该块杜家台油层油藏埋深–2275m~2750m，平均孔隙度14%，平均渗透率71.2×103 。区块于1975年开始勘探，1977年先后对齐9、欢11、欢50井进行了试油试采，获得高产工业油气流。1980年按照500m井距基础井网部署并投产油井17口，投转注水井2口，实现了早期注水开发，形成了该块的基础井网。根据油田注水开发的需要于1980年底编制了350m井网加密调整方案，到1986年12月全块共投产油水井34口，油井27口，投注水井1口，转注6口，完善井区的注采井网。89年在齐9块实施小井距加密实验，投产油井9口，注水井1口，转注水井4口。93年在欢50块进行200m井距加密调整，投产油井20口，转注水井3口，进一步完善了内部注采井网。96年到2004年先后在欢50块和4-14块进行扩边部署油井13口，注水井3口。截止到1999年底，区块注水井注不进全部停注，2001～2003年恢复3口井注水，从2003年底开始，区块全面停注。2010年底又逐步恢复该区块的注水，经过6年的停注，油水已经重新分布。截止2010年，采出程度达到24.27％，综合含水72.5％，开发效果逐渐变差。
目前开发过程存在问题：
（1）边部注采井网不完善，平面上边部油井难以见到注水效果。
（2）在注水开发过程中合采和注加剧了断块无论是平面上，还是垂向上的层间、层内矛盾，使得开发中后期开发难度增大。
（3）油层纵向非均质性强，油井见水后含水上升快，调整难度大。
为保障继续经济有效地开发油藏，最大程度的挖潜油藏剩余油，对剩余油分布规律进行研究就显得尤为重要。
一、剩余油分布规律
1.平面剩余油分布特征
研究认为，在平面上齐9-欢50井区剩余油全面分布，局部富集。平面剩余油分布受砂体形态、连通性及顶底起伏控制[1]。沿扇三角洲前缘水下分支河道的主流线方向砂体连通性好，孔渗性相对较高，原始油气富集程度高。在水下分支河道的短轴方向上，砂体边缘及连通砂体侧向拼贴部位，孔渗性变化快，阻碍了流体的均匀渗流，水淹程度相对较弱。剩余油富集。总体上，砂体连通性差、水驱波及效果差的部位剩余油相对富集。
2.纵向剩余油分布特征
纵向上由于受储层发育状况和储层物性性及注采系统的影响，使得层与层之间的水淹状况及剩余油分布差异较大。
2.1层间分析，层间差异致使水驱油波及厚度和采出程度的差异。跟据吸水剖面测试资料分析，注入水主要沿着单层较厚、渗透性较好的高渗层推进，而薄层和低渗透层基本不吸水。此外，齐9-欢50井区早期注入水严重超标，这也是造成低渗层堵塞较为严重，油层不吸水的一个主要原因。因此，该区块杜家台油层剩余油一般在非均质相对强、物性较差的层位富集。这部分剩余油动用难度较大，但对于齐9-欢50块这也是潜力所在，仍具有较大的挖潜余地。
2.2层内分析，剩余油分布受储层沉积韵律影响，不尽相同。总体而论，杜家台油层扇三角洲前缘砂体层内垂向非均质性强，储层具有低渗透特点，水驱波及效率低，水淹程度低，层内剩余油分布复杂。
二、剩余油分布控制因素分析
剩余油分布主要受到地质和开发两方面因素的影响。地质方面因素如储层的非均质性、物性、构造、断层和砂体分布等；开发方面主要是注采系统和井网完善程度及生产动态等。这些方面相互依赖，又相互制约[2]。
1.地质因素
沉积条件决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型，同时也控制了砂岩的空间分布、沉积微相展布、储层的非均质性等地质因素。其中储层的非均质性、沉积微相和微构造是影响剩余油的根本因素。
1.1沉积相控制剩余油的分布。
1.2储层微观特征对剩余油的控制作用。
1.3微构造对剩余油分布的控制作用。
2.开发因素
开发因素主要有注采关系、注水距离、井网密度等。注采井网的完善程度、注采井距大小都会对剩余油的分布造成影响[5]，注采系统不完善、与注水井井距远、受效方向少的地区，水淹程度低，剩余油饱和度高。目前齐9-欢50井区内部井网已基本完善，油井在不同程度上见到注水效果，但边部如欢2-3-17与欢2-3-16附近注采井距较大达500多米，局部注采不平衡，以致使油井单向受效或难以见到注水效果，低产低液而关井。如欢2-6-511、欢2-6-5015、欢2-5-13等井，影响了区块整体开发效果。
三、潜力分析及下步挖潜对策
经计算，目前齐9-欢50块平均剩余油饱和度为0.493，剩余可采储量约为154.1×104t，仍具有很大的挖潜潜力。
1.内部欢2-5-13块目前采出程度很低，根据生产动态资料研究表明，在欢10和欢2-5-13井区构造落实，油层发育稳定，剩余油富集，可部署新井2口。
2.欢2-4-14小块剩余油主要聚集在欢2-4-16～欢2-3-16井区。经从新落实构造，去掉了该块原有的欢2-3-17断层，2010年10月利用研究成果补开杜I3砂岩组27、28小层，初期日产油9.6t，目前已累计增油702.5t，预计最终可增油1500t。下步可在该井区部署新井3口，充分挖掘剩余油。
3.齐9块内部剩余油为条带状分布，比较集中，便于进行注水调整，但老注水井都因油层污染不吸水停注，下步可对油水井别进行调整，恢复注水开发。预计在齐9块内部进行注水调整后可增加可采储量23.0×104t。
四、结论
1.随着油田的深入开发，地下油水重新分布，调整挖潜的重点将转向高度分散而又局部相对富集的剩余油。
2.齐9-欢50杜家台油藏储层非均质性强，水淹不均匀，层内剩余油主要分布于渗透率较低、非均质性相对强的部位。
3.注采系统完善程度及构造特征是影响水驱开发油藏剩余油分布规律的主要因素，对齐9-欢50块剩余油的分布起到了决定性作用。
4.齐9-欢50块杜家台油层剩余油分布零散，建议对剩余油富集、沉积有利部位部署新井挖潜，对针对主力油层开发过程中忽略的动用程度低、层薄的非主力油层实施水平井挖潜。
参考文献
[1]曾发富，董春梅等.滩坝相低渗透油藏储层非均质性与剩余油分布[J].石油大学学报，1998，22（6）：39～45.
[2]赵红兵，徐玲.特高含水期油藏剩余油分布影响因素研究[J].石油天然气学报，2006，28（2）：110～113.
[3]周炜，等.应用数值模拟技术研究剩余油分布规律[J].断块油气田，2010.17（3）：327～328.
[4]席继强，等.严重非均质断块油田稳产技术[J].特种油气藏，2002，9（2）：42～44.
[5]孙雁斌.特高含水期剩余油分布的定性描述技术[J].内蒙古石油化工，2003，29（2）：113～114.
[6]杜庆龙，等.不同规模地质体剩余油的形成与分布研究[J].石油勘探與开发，2004.31（1）：95～100.
作者简介：易双林（1978-），男，助理工程师，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事石油地质研究工作。