摘要：曙二區(qū)大凌河油藏為近源物質(zhì)快速堆積形成的水下扇，發(fā)育多套含油層系且各自有獨(dú)立的油、氣、水組合，斷裂系統(tǒng)復(fù)雜。而早期少井多注的開(kāi)發(fā)方式造成剩余油分布高度分散。近年來(lái)通過(guò)實(shí)施井網(wǎng)完善、動(dòng)態(tài)調(diào)注、周期注水、分層注水，輪替注水等技術(shù)實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊高效開(kāi)發(fā)。

關(guān)鍵詞：多套層系；斷裂系統(tǒng)復(fù)雜；剩余油分布復(fù)雜；井網(wǎng)完善；高效開(kāi)發(fā)

1 油藏地質(zhì)特征

曙二區(qū)大凌河油藏位于曙光油田南部，開(kāi)發(fā)目的層為沙河街組三段大凌河油層，埋深1350—1850m，平均深度1675m，含油面積為4 5Km²，地質(zhì)儲(chǔ)量為1504×104t。

1.1構(gòu)造特征

曙二區(qū)大凌河油藏基本形態(tài)為一由西北向東南傾沒(méi)的斜坡，傾角為9，閉合高度為250米。構(gòu)造內(nèi)有10條主要斷層把曙二區(qū)大凌河切割成10個(gè)大小各異的斷塊，斷層不控制沉積，但控制油、氣、水的分布(圖1—曙二區(qū)大凌河油層開(kāi)發(fā)井位部署圖)。

1.2沉積特征

曙二區(qū)大凌河油層屬于洪水期近源物質(zhì)快速堆積形成的水下扇，呈現(xiàn)為多套深水濁積巖體與深水湖相泥巖互層沉積組合，縱向上總體分四套砂體，大Ⅱ、大Ⅲ砂體普遍發(fā)育。是全區(qū)的重要產(chǎn)能區(qū)。

1.3儲(chǔ)層特征

曙二區(qū)大凌河油層受巖性和構(gòu)造的雙重控制，在縱向每個(gè)油層組都有一套獨(dú)立的油、氣、水系統(tǒng)。平面上油層變化較大，各個(gè)油層組的厚度在不同的部位差異大。油藏孔隙結(jié)構(gòu)屬于中孔、中滲、細(xì)吼不均勻型，孔隙度22.36％，滲透率349×10—3μm²。油藏巖性以砂礫巖和礫狀砂巖為主，膠結(jié)類型以孔隙式為主，巖石結(jié)構(gòu)的主要特點(diǎn)是粒度粗，分選差，顆粒磨圓度差。油層泥質(zhì)含量較高，為13.9％，給油田開(kāi)發(fā)帶來(lái)一定影響。

1.4流體特征

曙二區(qū)大凌河油藏原油粘度平均為88.6(50℃)mPa.s，凝固點(diǎn)為15.8℃，比重為0.9068，含蠟量為10.7％，瀝青+膠質(zhì)含量為28.4％；地下原油粘度為59.95mPa.s，原油密度為0.896，原始油氣比為24m³／t。地層水屬NaHCO₃型，礦化度3875mg／l。

2 開(kāi)發(fā)歷程及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

曙二區(qū)大凌河油藏1978年10月投入試采，(圖2一曙二區(qū)大凌河開(kāi)發(fā)階段劃分曲線)1984年3月大規(guī)模新井投產(chǎn)，日產(chǎn)油保持在300t／d左右，含水依然上升較快，由階段初期的32％升至65.9％。1991年6月后產(chǎn)量持續(xù)下降，先期遞減較快。1996年后加大了措施力度，采取補(bǔ)孔，堵水、調(diào)水等綜合措施，并針對(duì)油層堵塞進(jìn)行了有效的油層改造措施，年產(chǎn)油基本實(shí)現(xiàn)了低速穩(wěn)產(chǎn)運(yùn)行。

截止到目前共有油井59口，開(kāi)井51口，日產(chǎn)液1681t，日產(chǎn)油122t，綜合含水92.8％，采油速度0.3‰采出程度10.44‰可采儲(chǔ)量采出程度64.5％，共有水井27口，開(kāi)井24口，日注水1285m³，月注采比0.65，累積注采比1.11。

3 油藏開(kāi)發(fā)存在的主要問(wèn)題

“十五”以來(lái)，曙二區(qū)大凌河開(kāi)發(fā)效果變差，綜合遞減由“九五”末期的0.5％上升到2004年的12.5％，上升了12個(gè)百分點(diǎn)，并且油藏開(kāi)發(fā)效果有進(jìn)一步變差趨勢(shì)。

3.1油層平面發(fā)育不穩(wěn)定，井網(wǎng)完善難度大，儲(chǔ)量動(dòng)用不均

曙二區(qū)大凌河油藏屬于近源物質(zhì)快速堆積形成的水下扇，砂體透鏡體分布，橫向連通性差，油層發(fā)育不穩(wěn)定。平面上大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三個(gè)主力油層組不重疊，西北部主要為大Ⅱ組，東北部為大Ⅳ組，南部Ⅱ—Ⅲ組發(fā)育較好，大IV組相對(duì)較差；即使同一油層組內(nèi)部，也分為幾個(gè)主砂體，如大Ⅱ組主要有三個(gè)主砂體，大Ⅲ組主要由四個(gè)主砂體。另外，二區(qū)大凌河油層與下伏杜家臺(tái)油層共用一套開(kāi)發(fā)井網(wǎng)，更加大了注采井網(wǎng)完善難度，造成平面儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡。統(tǒng)計(jì)三個(gè)油層組平面動(dòng)用狀況，存在多個(gè)無(wú)注水區(qū)域，油井低產(chǎn)或關(guān)井，平均單井產(chǎn)液量只有12t，含水65.3％，采出程度低，而部分注水區(qū)域卻水竄嚴(yán)重，產(chǎn)液量高，含水上升速度快，儲(chǔ)量動(dòng)用程度相對(duì)較高，如曙2—8—004C、曙2—7—006等區(qū)域單井產(chǎn)液量高達(dá)85t，含水95.4％。

3.2油層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，水竄現(xiàn)象嚴(yán)重，縱向動(dòng)用差異大

二區(qū)大凌河油層非均質(zhì)性強(qiáng)，根據(jù)油層取芯資料統(tǒng)計(jì)，油層非均質(zhì)系數(shù)為15.94，變異系數(shù)為0.8609，油層非均質(zhì)性嚴(yán)重。受儲(chǔ)層物性的層間差異影響，縱向動(dòng)用程度差別較大，主力油層組大Ⅱ、大Ⅲ整體動(dòng)用程度相對(duì)較高，動(dòng)用程度達(dá)83％以上，大Ⅳ動(dòng)用相對(duì)較差，動(dòng)用程度只有72％，但各油層組內(nèi)單層水竄嚴(yán)重，小層動(dòng)用極不均衡，而且單層厚度大的小層內(nèi)注入水也沿高滲條帶突進(jìn)，加劇了層內(nèi)縱向動(dòng)用差異。

4 油藏開(kāi)發(fā)潛力分析及挖潛方向

4.1平面剩余油分布規(guī)律研究及挖潛方向

平面剩余油分布主要有以下幾個(gè)特點(diǎn)：一是構(gòu)造高部位、局部構(gòu)造高點(diǎn)及構(gòu)造邊角存在注水未波及的剩余油富集區(qū)域，而構(gòu)造低部位剩余油飽和度相對(duì)較低，但供液充足；二是受注采井網(wǎng)完善程度影響，注采井網(wǎng)不完善或原注采井網(wǎng)完善后井況損壞區(qū)域，剩余油較富集-三是受油水井工作制度和井距不配套影響，在儲(chǔ)層物性較好的連片分布油層中仍有部分注水未波及到的剩余油富集區(qū)。

平面挖潛的幾項(xiàng)措施：一是完善無(wú)注水區(qū)域注采井網(wǎng)。二是依據(jù)剩余油分布受構(gòu)造控制的因素，進(jìn)行高、低構(gòu)造部位注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，改變流液方向。三是配合構(gòu)造高、低部位注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，靈活應(yīng)用多種注水方式，改善水驅(qū)效果。

4.2縱向剩余油分布及挖潛方向

縱向剩余油分布主要有以下幾個(gè)特點(diǎn)：一方面受儲(chǔ)層物性的層間差異影響?？v向動(dòng)用程度差別較大，主力油層組大Ⅱ組，大Ⅲ組整體動(dòng)用程度相對(duì)較高，仍是下步挖潛主力層，大Ⅳ組動(dòng)用相對(duì)較差。另一方面受層內(nèi)非均質(zhì)性影響，存在層內(nèi)未水淹及弱水淹區(qū)。由于單層厚度較大的小層內(nèi)存在高滲條帶，加上大凌河油藏注水開(kāi)發(fā)初期注水強(qiáng)度大(月注采比最高達(dá)3.5)，造成注入水沿層內(nèi)高滲條帶突進(jìn)，其他相對(duì)低滲部分弱水淹，甚至未水淹，該類剩余油主要靠層內(nèi)不穩(wěn)定注水、深度調(diào)剖來(lái)挖潛。

縱向挖潛的幾項(xiàng)措施：一是改善縱向開(kāi)發(fā)矛盾，通過(guò)水井分注、細(xì)分注水，調(diào)剖和油井補(bǔ)孔、封堵、解堵引效等配套措施，控制高滲層吸水、產(chǎn)液，充分發(fā)揮低滲層潛力。二是抑制層內(nèi)注水突進(jìn)，選取部分單層厚度大，層內(nèi)突進(jìn)嚴(yán)重的多級(jí)分注井，采取分層段的不穩(wěn)定注水方式，驅(qū)替層內(nèi)低滲條帶剩余油，增加層內(nèi)動(dòng)用程度。

4.3以“注夠水”為前提開(kāi)展解堵措施，提高措施效果

一方面對(duì)無(wú)注水補(bǔ)充能量的低產(chǎn)低壓井點(diǎn)通過(guò)轉(zhuǎn)注、加強(qiáng)井組對(duì)應(yīng)層位注水補(bǔ)充地層能量，地層供液充足后確認(rèn)油層堵塞引起低產(chǎn)再實(shí)施解堵；另一方面對(duì)層間矛盾較小的油層堵塞井點(diǎn)實(shí)施不動(dòng)管柱解堵，節(jié)省作業(yè)費(fèi)用，對(duì)高產(chǎn)液，層間矛盾突出的井點(diǎn)，認(rèn)真分析高產(chǎn)液與低滲層位，采取分層解堵，提高措施效果。

5 開(kāi)展的主要工作及效果評(píng)價(jià)

近年來(lái)通過(guò)剩余油分布規(guī)律研究，采取了以下措施實(shí)施油藏挖潛并取得了一定效果：

5.1新增注水井點(diǎn)，完善注采井網(wǎng)

通過(guò)研究確定了適合該塊油藏轉(zhuǎn)注的主要原則：一是按油、氣、水組合完善注采井網(wǎng)，對(duì)油藏的大Ⅱ、大Ⅲ、大Ⅳ三套油氣水組合分別進(jìn)行注采井網(wǎng)完善，二是分別對(duì)大Ⅱ組的3個(gè)主砂體，大Ⅲ組的4個(gè)主砂體按砂體單元完善注采井網(wǎng)；三是結(jié)合剩余油分布、微構(gòu)造微幅度完善注采井網(wǎng)。

按照謝爾卡喬夫公式

ER=EDe-100α／f

式中α引用遼河油田統(tǒng)計(jì)的井網(wǎng)密度指數(shù)與流度關(guān)系式，即

α=0.0893-0.0208×1g(K／μo)

ER為采收率，％；ED為驅(qū)油效率，％；α為井網(wǎng)密度指數(shù)，f為井網(wǎng)密度，口／km²。K為滲透率，μm²；μo為地下原油粘度，mPa.s。

計(jì)算結(jié)果

α=0.135787，f=31.7口／km²，折算井距178m

曙二區(qū)大凌河目前井距168m，滿足井網(wǎng)需要

依據(jù)以上完善注采井網(wǎng)原則，優(yōu)選了7個(gè)單元進(jìn)行注采井網(wǎng)調(diào)整，轉(zhuǎn)注7口井，注采井?dāng)?shù)比由1:3.2增加到1:2.0，轉(zhuǎn)注初期平均單井日注水60m³，年增注水5.32×104m³，共有8口井見(jiàn)到增油效果，初期日增油9.5t，年累增油1040t，有6口油井日產(chǎn)油保持穩(wěn)定。

如曙2—8—307由于無(wú)注水補(bǔ)充能量，油井低產(chǎn)嚴(yán)重，多次解堵效果均較差。為保證地層有充足供液能力，曙2—8—3井5月份轉(zhuǎn)注，日注水50m³，3個(gè)月后曙2—8—307見(jiàn)注水效果，日產(chǎn)液由15t／d升到32t／d，日產(chǎn)油由4t／d升至7t／d，動(dòng)液面由1262m升至850m。

增加7個(gè)注水井點(diǎn)后，主體部位注水量仍然保持在1100m³／d左右，平均單井洼水壓力由8.5MPa下降到7.9MPa，單井日注水量由80m³下降至60m³，受水竄影響嚴(yán)重的油井由16口下降到7口，含水上升得到有效控制。

5.2完善油藏邊部注水，有效驅(qū)替剩余油

對(duì)邊部3口以前認(rèn)為無(wú)效、低效的不正常水井通過(guò)了分注、檢分注復(fù)注，并制定了精細(xì)著，但仍然存在誤判率高、準(zhǔn)確度低的問(wèn)題，對(duì)電機(jī)系統(tǒng)故障診斷技術(shù)的研究有必要進(jìn)一步深化和成熟。