【摘要】曙2-6-6塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段，主要開發(fā)層位為杜家臺油層，油品為稀油。經(jīng)過40多年的注水開發(fā)，目前井距為200-250m，整體上普遍注水見效。目前采出程度達43.9%，目前方式下區(qū)塊預測水驅采收率48.05%。但受儲層、井網(wǎng)、水驅效果影響，區(qū)塊平面上存在注水受效不均等問題。本次在研究區(qū)塊西部縱向動用不均的前提下，重新落實區(qū)域剩余油分布規(guī)律，并結合現(xiàn)有井網(wǎng)，進行調整部署研究，提高區(qū)塊西部開發(fā)效果。

【關鍵詞】稀油 ??注水開發(fā) ?動用不均 ?剩余油分布 ???改善開發(fā)效果

一、研究背景

曙2-6-6塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段。構造形態(tài)為一被斷層復雜化的單斜，大體上有西北向東南下降的趨勢。開發(fā)目的層為杜家臺油層，油藏埋深1890-2260m，含油面積4.79Km2，地質儲量871×104t，可采儲量374 ×104t，油層平均有效厚度19.6m，油藏類型為構造-巖性油藏。

儲層為扇三角洲前緣亞相沉積，油層分為3個油層組（杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ），10個砂巖組及30個小層。儲層砂體最大厚度為99.6m，最小5.6m，平均41.06m。主要發(fā)育杜Ⅱ組。儲層中孔、中高滲，碳酸鹽含量中等，泥質含量高。油層發(fā)育受構造和巖性雙重控制，平面上連片分布，主體部位厚度較大，邊部變薄，向東逐漸過渡為水層。主要發(fā)育杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三個油層組。其中杜Ⅰ組、杜Ⅱ組油層全區(qū)分布，為主力油層組;杜Ⅲ局部發(fā)育。杜Ⅰ組為油層，杜Ⅱ組為邊底水油藏，油水界面在-2200m左右，杜Ⅲ油水界面不統(tǒng)一。

區(qū)塊自1976年開始采用一套層系注水開發(fā)，經(jīng)過兩次井網(wǎng)調整，目前為200-250m不規(guī)則面積注采井網(wǎng)。截止調整部署前，區(qū)塊目前共有采油井57口，開井42口，日產(chǎn)油56噸，平均單井1.4噸，含水91.8%，累產(chǎn)油382.6萬噸，采油速度0.2%，采出程度43.9%;注水井31口，開井19口，日注水390方，累注水2333萬方，累注采比1.18。

二、調整潛力分析

曙2-6-6塊開發(fā)整體取得較好效果，但受儲層、井網(wǎng)、水驅效果影響，西部開發(fā)效果相對較差，仍具有一定調整潛力。曙266西部與主體對比注采井網(wǎng)不完善，井網(wǎng)控制程度低，注采井數(shù)比0.4;油井開井率低，為57%，注水井開井率低，僅為33%;采出程度24.7%。區(qū)域注水與主體對比見效差，曙266主體水驅控制程度高，水驅效果好，油井普遍受效，雙向及多項受效比例為89%;而西部井區(qū)注水見效差，以單項受效為主，雙向及多項受效比例僅為36%。

一是具備一定物質基礎

區(qū)塊目前整體采出程度43.9%，但平面動用不均，主體采出程度達48.8%;西部井區(qū)采出程度僅為24.7%，具有井網(wǎng)調整潛力。按目前西部區(qū)域預測最終采收率僅為33.2%。

二是油井具有一定產(chǎn)能

1、油井初期產(chǎn)能高，單井累產(chǎn)油高;曙2-6-6西部井區(qū)歷史上共投產(chǎn)油井31口，平均初期單井日產(chǎn)油23.3t，單井累產(chǎn)油1.7萬噸。其中加密三次，末次加密14口，平均初期單井日產(chǎn)油12t，單井累產(chǎn)油1.1萬噸，目前日產(chǎn)油2.9t/d。

2、物性差的儲層仍具備一定產(chǎn)能。2018年以來對區(qū)域兩口井，低阻油層進行挖潛，取得一定效果。區(qū)域解釋厚度在1m以下，RT在5歐姆左右的低阻薄層還有14口井，36.1m/42層，仍具備一定的產(chǎn)能。

三是具有水驅調整的基礎

1、早期井距大于350時，注水見效不明顯;斷層邊部儲層發(fā)育較差，井距大于350m時注水見效不明顯;注水井杜10、曙2-5-01、曙2-5-001井注水后，周圍無明顯見效油井，有注無采，后期因注水壓力高注不進關井。

2、井距在250m內，注水見效明顯，油井累產(chǎn)油高。二次加密后井距變?yōu)?50m，曙2-5-003、曙2-5-04、曙2-4-002井注水后，見效油井曙2-5-001、杜10、曙2-5-03等取得較高產(chǎn)量，單井累產(chǎn)量達7.2萬噸。

3、分層注水可提高縱向動用程度。1993年11月對曙2-5-4井進行分注后，吸水剖面顯示杜Ⅰ組吸水量增加，鄰井曙2-06-05油量上升。

四是具有較高地層壓力。曙266區(qū)塊主體累積注采比1.08;邊部注采比高達1.49，區(qū)域目前地層壓力15.5MPa，壓力系數(shù)0.83，保持了較高的壓力水平。

五是水淹程度較低。區(qū)塊西部縱向儲層條件差異較大，導致縱向上水驅效果差異較大?？v向上各砂巖組吸水量分布不均。杜Ⅱ1-4吸水好，動用程度達到72%以上， 而杜Ⅰ組較差。杜Ⅰ組：油層物性差、厚度薄、吸水能力弱，部署區(qū)域基本均為弱淹區(qū)，僅局部井組水驅效果好，剩余油連片分布。杜Ⅱ組：杜Ⅱ1-4、杜Ⅱ5-7水淹程度較高，杜Ⅱ8-11水淹程度相對較低，存在低水淹區(qū)。

三、調整部署方案

立足于重建曙2-6-6西部注采井網(wǎng)，在充分利用老井的前提下，完善注采井網(wǎng)6個，部署新井5口，側鉆井2口，大修1井次。在西北部斷層邊部低水淹區(qū)挖潛新井2口，側鉆井1口。

四、經(jīng)濟效益評價及效果

本次7口新增部署井預測單井平均進尺2100 m，3口側鉆井預測平均單井進尺700m。根據(jù)曙2-6-6西加密井年度生產(chǎn)規(guī)律，新井平均日產(chǎn)取3.3t，從第四年開始年遞減率在3%左右。10口直井，單井日產(chǎn)能力3.3t，年建產(chǎn)能990t。15年累產(chǎn)油達11萬噸，平均單井產(chǎn)油1.1萬噸。平均單井投資 659萬元，財務凈現(xiàn)值 78萬元，投資回收期 8.1年，內部收益率8.84%。

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作者簡介：黃曉靜，男，1984年1月出生于安徽巢湖，漢族，工程師，2006年畢業(yè)游中國石油大學（華東），現(xiàn)于中國石油遼河油田分公司曙光采油廠地質研究所從事產(chǎn)能建設工作。

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