任何（中油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010）

精細油藏研究，提高區(qū)塊開發(fā)水平

任何（中油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010）

榮興屯油田位于遼河盆地東部凹陷大平房-榮興屯斷裂構造帶的南部，該區(qū)塊塊位于其北部，為一構造巖性油氣藏。該塊1991年正式投入開發(fā)，受構造、沉積、儲層等客觀因素的影響，斷塊產量遞減快。這些年在深化油藏地質研究的基礎上，通過綜合調整，油藏開發(fā)效果得到良好改善。

1 基本概況

區(qū)塊位于榮興屯背斜榮37塊的東北部，含油面積2.57km2，地質儲量246'104t，可采儲量51.2'104t。東營組為主要含油層系，埋深1600-2000m，儲層以細砂、粉砂巖為主，物性中等，孔隙度平均24%，滲透率平均為274×10-3mm2，儲層連通性差，非均質性強，是一受構造控制的巖性油氣藏。

2 油藏存在的主要問題

2.1 依靠天然能量開發(fā)，無法實現標定采收率

調整前斷塊采出程度僅為4.26%，天然能量標定采收率為12.0%，水驅標定采收率為20.8%，如果繼續(xù)采取天然能量開發(fā)，則無法實現標定采收率。

2.2 地層壓力低，油井供液不足

調整前斷塊地層壓力為12.82MPa，為原始地層壓力的54.4%，是飽和壓力的85.47%。

斷塊共有采油井13口，開井8口，平均單井日產油2.4t/d，單井日產液4.0m3/d。其中產液量大于5m3/d的井僅有3口，占油井開井數的37.5%；日產液量小于5m3/d的井為2口，占油井總數的25%；還有撈油井3口，占油井開井數的37.5%。

斷塊的油井存在嚴重的供液不足，近幾年斷塊的動液面在持續(xù)下降，目前已經降為1313.8m。

2.3 注采井網不完善，層系不對應，水驅控制程度低

斷塊注水層位是東三段，而有6口油井東三段部分油氣層并未開采，甚至整個東三段都未進行開發(fā)，使得整個注水井區(qū)水驅控制程度較差，只有45%左右。

3 油藏潛力

3.1 試注情況

該區(qū)塊歷史上曾有一口注水井。該井共注水47天，累注水2302m3，后來指示關井，最高注水泵壓7.5MPa，日注水量51m3/ d，該井正常注水后的視吸水指數可達到6.8m3/d.MPa，說明油層的吸水能力較強，有利于注水開發(fā)。

3.2 轉注水開發(fā)后，可實現標定采收率

斷塊d3段油層累產油10.54×104t，累產水4.6886×104m3，采出程度4.26%，剩余可采儲量40.7×104t，目前斷塊共有油井13口，2006年實施井網加密后，總井數為21口，平均單井剩余可采儲量1.94'104t。

4 主要調整研究過程及效果

4.1 地質勘探，產能建設方面

4.1.1 加快產能建設步伐，新井投產順利進行

目前8口新井已全部完鉆，斷塊的連通情況得以改善，初步統(tǒng)計，加密后，連通系數達68%左右。新井投產8口，目前日產油39t，累產油9795t。

4.1.2 加強地層認識，利用側鉆技術恢復停產井

為提高斷塊油井利用率和產油量，利用側鉆技術恢復長停井。經過充分論證停產井的潛力，同時考慮到斷塊的整體注采井別等因素，決定對此長停井實施側鉆。初期日產油8.7t，日產氣6581m3，累產油656t。另外，針對斷塊的氣層比較發(fā)育的特點，對另一口井實施了側鉆，目前已經完鉆，初期日產氣19953m3，累產氣214.3×104m3，目前控氣關。

4.2 井網調整，層系完善，動態(tài)注水方面

斷塊實施油水井完善層系7口之后，累計措施增油4883t，與此同時，在甲井區(qū)轉注水井1口使得整個斷塊注采井數比達到1：3，形成較為完善的不規(guī)則三角形井網，斷水驅控制程度達到70.0%。

4.2.1 細分注水及合理配注

斷塊的注水工作全面展開，考慮到斷塊出砂、儲層物性、層間分均質性等問題，采用二級三層的分注方式，水質為清水，注水強度控制在0.65 m3/m·d左右，整個斷塊4口水井，日注水量120方，平均單井日注30方，月注采比1.45，累計注采比1.11。

調整之后，初步見到注水效果，其對應的油井的日產油和日產液均有所上升。

5 注水開發(fā)工作中的認識

要想搞好斷塊注水開發(fā)，提高斷塊開發(fā)水平，必須進行油藏地質精細研究，同時加強地質與工程的緊密協調工作。本次斷塊綜合調整研究，得到以下幾方面的認識：

5.1 要對整個油藏有一個準確的認識，為油藏的注水開發(fā)部署合理的注采井網，確定合理的注采井數比。該區(qū)塊屬于較為完整的大斷塊油藏，塊內斷層較少，儲層物性較好，300m井距連通系數較高，比較適合三角形井網開發(fā)。

5.2 加強地質精細研究，認清油水井連通關系，搞好層系劃分，對于薄層不宜劃分過細，否則不利于分層注水的進行，作業(yè)難度也加大。該區(qū)塊東三段各小層相對較薄最小厚度0.7米，最大厚度7.5米，采用二級三層的注水方式，由于小薄層吸水較差，所以將4-5個小薄層劃分到一起，1-2個厚層單獨分層注水，有效解決了層間非均質性的問題，同時降低了作業(yè)難度，節(jié)省成本。

5.3 針對油藏實際情況，要做到配注量、注水強度控制在合理的范圍之內。榮6塊油井出砂相對嚴重，所以注水強度以及配注量不宜過大，根據斷塊以往的注水實驗，將斷塊的注水量始終控制在120方/天，注水強度控制在0.65 m3/m·d左右，防止水流過快，導致出砂情況嚴重。

5.4 加強地質與工程的緊密配合協調，地質措施及注水調整的實施，必須通過工程才能實現。地質方面，加強動態(tài)監(jiān)測資料的錄取，取全取準各項資料，及時對油水井的動態(tài)進行分析論證，達到控水穩(wěn)油的目的。工程方面，現場要做好油水井管理，例如定期檢泵，洗井，設備管理等，保證開井率，提高油井的綜合利用率，使得注水開發(fā)能夠按計劃有序進行。

［1］方凌云，萬新德等編著.砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)分析.北京：石油工業(yè)出版社，1998.7.

［2］低滲透油田開發(fā)技術.北京：石油工業(yè)出版社，1994.6：205-230.