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[摘 要]曙光油田二区东杜家台油藏内部断裂系统发育，目前采油速度仅为0.1%，已濒临废弃。本文从油藏地质特点、开发规律研究、潜力区域评价等多个方面进行研究和评价，提出了适应油藏自身挖潜方向，对同类油藏注水开发具有一定的借鉴价值。
[关键词]复杂断块 开发规律 储量丰度 剩余油 井网调整
中图分类号：IDl75 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）41-0273-02
1 、油藏概况
二区东位于辽河断陷曙光油田东部，开发目的层为下第三系沙河街组四段上部杜家台油层，油藏埋深2200-2700m，油层平均有效厚度9.5m。受潜山和断层的影响，在二区东的南北两侧形成了两个断鼻构造，向东北和东南方向倾没，全区被多组断层切割成大小不等的6个小断块，使地质条件进一步复杂化。储层是在潜山背景下的三角洲前缘相及前三角洲相沉積，向潜山顶部超覆至尖灭，基底起伏不平，油层发育差异较大，连通程度低。储层物性较差，孔隙度20.4%，空气渗透率0.398μm2；粒度中值0.273mm，泥质含量为8.22%。地层原油粘度0.50mPa·s，原油密度0.661g/cm3，地面原油脱气粘度（50℃）8.6mPa·s，地面原油密度0.8590g/cm3。地层水属NaHCO3型，矿化度为6330mg/L左右。
2 、 开发历程及现状
二区东杜家台油藏从1983开始进行详探开发井网的部署， 1983年～1985年为上产阶段，主要依靠天然能量弹性和边水能量开采，地层压力下降比较快，从1984年开始进行注水，补充地层能量；1986年～1990年为相对稳产阶段，针对能量下降较快的问题，进行了井网调整，注采井距400m；调整以后效果比较明显，综合含水得到控制，含水率由1989年的52.3%%下降到1990年的50.87%；1991～目前为产量递减阶段，本阶段产量总的特征是缓慢的下降，低产井数量逐渐增加。截止2011年12月份，杜家台油藏区内目前共有各类完钻井65口，其中油井56口，开井15口，注水井9口，注水井开井3口，日产液20t，日产油8t，综合含水60%，采油速度0.1%，采出程度17.66%，日注水量272m3/d，累积注采比0.77。
3、 油藏开发规律研究
对于任意一个油藏来说，开发指标都是反映油藏开发状况和开发效果的直接表现。通过分析开发指标的特征和变化规律，可以了解油藏动态，发现其中存在的问题，以便于更好的开发和管理好油藏。具体的油藏开发指标有：（开）井数、产量、含水、采出程度、含水上升率、地层能量，水侵的形式等。
3.1 产量变化规律
区块产量的变化主要反映开发过程中采取的措施，从图2中可以看出，油藏共经历了四个产量明显递减的过程，其中早期的新井初始产量大，递减速度慢；晚期的新井初期产量小，递减速度快，主要原因是后期的地层能量不足。采用最后阶段的递减指数和初始递减产量预测最终采收率20.8%[1]，采收率偏低的原因主要是目前杜家台油藏基本处于停产状态，生产不正常，产量递减严重导致的。
3.2 注水量变化规律
从区块平均日注水量的变化趋势来看，日注水量波动幅度比较大，在有新井转注时，区块注水量大幅度增加，但是由于地层渗透率低，吸水能力差，注水量迅速降低。从单井的吸水能力上看，随稳定注水时间的延长，视吸水指数有降低的趋势，随注水井周围地层压力的升高，注水井的吸水能力逐渐的降低，最终导致注水井注不进而停注。
3.3 地层能量变化规律
曙二区东杜家台油藏原始地层压力24.2Mpa，地层压力15.0Mpa。对曙二区东杜家台油藏开发以来38口井191个测压点数据进行分析，数据显示地层压力一致处于降低的趋势。1983年该油藏未进行注水开发，采出程度为0.41%，地层压降为2.26Mpa，即完全依靠天然能量每采出1%地质储量压降为5.5Mpa，证明该油藏天然能量不足。转注水开发后，地层压力下降速度得到改善，目前平均地层压力15.0Mpa，每采出1%地质储量的压降数值为1.05Mpa。压力下降的主要原因为注水井吸水比较困难，累积注采比0.77，且仅局限于注采井网相对完善的区域因此总体上地层压力是下降的。
4、 油藏潜力分析及挖潜方向
利用以上的计算思路可以得到目前各小层的剩余油储量丰度和剩余油可采储量丰度，再将各个小层的剩余储量丰度相加得到的整体上的剩余油储量丰度分布图，从其中高值区域可以判断出需要进行挖潜部位。
5、 效果预测
根据前面的分析，提出了各潜力区块的挖潜方向，并在以上的措施条件下，对杜家台油藏生产动态进行计算[5]（图6），预测杜家台油藏最终水驱采收率30.01%，与目前标定采收率对比增加了9.2%，可见经过注采完善后，水驱采收率大幅度提高，开发效果得到明显改善。
6、研究认识与结论
6.1 注采井数变化分析表明停产、停注井数增加是影响开发效果的主要因素；产量递减以双曲递减和指数递减为主；吸水指数呈现下降的规律；油藏含水上升率较高，而且差异比较大；生产井初始含水率受到油藏物性、地下流体分布影响；天然能量不充足，油井产量递减快；采油指数与地层渗透率、地层流度系数具有正相关关系；无因次采油指数一直处于下降趋势，无因次采液指数先下降后上升。
6.2 油藏工程分析和数值模拟计算表明，目前控制剩余油的主要因素井网不完善因素，因此完善注采井网是目前主要的工作。
6.3 复杂断块通过油藏数值模拟结果，在潜力区域开展利用老井、钻直井和钻水平井方案，油藏采收率可得到一定程度的提高。目前曙2-4-13井区已投产一口水平井，日产液35.6t/d，日产油16.5t/d，含水53.8%，该井投产成功，为下步曙二区东杜家台油藏实施整体调整提供了一定经验。
参考文献
[1] 李传亮，油藏工程原理（M），北京：石油工业出版社，2006（52）。
[2] 葛家理，油气层渗流力学（M），北京：石油工业出版社，1982（16）。
[3] 姜汉桥，姚军，油藏工程原理与方法（M），北京：石油大学出版社，2006（25）。
[4] 塔雷克·艾哈迈德[美]，油藏工程手册（M），北京：石油工业出版社，2005（37）。
[5] 余守德，等，复杂断块砂岩油藏开发模式（M），北京：石油工业出版社，1997（23）。
作者简介
万红梅（1965-），女，工程师，1983年毕业于辽河石油学校地质专业，现从事油田开发工作。
[关键词]复杂断块 开发规律 储量丰度 剩余油 井网调整
中图分类号：IDl75 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）41-0273-02
1 、油藏概况
二区东位于辽河断陷曙光油田东部，开发目的层为下第三系沙河街组四段上部杜家台油层，油藏埋深2200-2700m，油层平均有效厚度9.5m。受潜山和断层的影响，在二区东的南北两侧形成了两个断鼻构造，向东北和东南方向倾没，全区被多组断层切割成大小不等的6个小断块，使地质条件进一步复杂化。储层是在潜山背景下的三角洲前缘相及前三角洲相沉積，向潜山顶部超覆至尖灭，基底起伏不平，油层发育差异较大，连通程度低。储层物性较差，孔隙度20.4%，空气渗透率0.398μm2；粒度中值0.273mm，泥质含量为8.22%。地层原油粘度0.50mPa·s，原油密度0.661g/cm3，地面原油脱气粘度（50℃）8.6mPa·s，地面原油密度0.8590g/cm3。地层水属NaHCO3型，矿化度为6330mg/L左右。
2 、 开发历程及现状
二区东杜家台油藏从1983开始进行详探开发井网的部署， 1983年～1985年为上产阶段，主要依靠天然能量弹性和边水能量开采，地层压力下降比较快，从1984年开始进行注水，补充地层能量；1986年～1990年为相对稳产阶段，针对能量下降较快的问题，进行了井网调整，注采井距400m；调整以后效果比较明显，综合含水得到控制，含水率由1989年的52.3%%下降到1990年的50.87%；1991～目前为产量递减阶段，本阶段产量总的特征是缓慢的下降，低产井数量逐渐增加。截止2011年12月份，杜家台油藏区内目前共有各类完钻井65口，其中油井56口，开井15口，注水井9口，注水井开井3口，日产液20t，日产油8t，综合含水60%，采油速度0.1%，采出程度17.66%，日注水量272m3/d，累积注采比0.77。
3、 油藏开发规律研究
对于任意一个油藏来说，开发指标都是反映油藏开发状况和开发效果的直接表现。通过分析开发指标的特征和变化规律，可以了解油藏动态，发现其中存在的问题，以便于更好的开发和管理好油藏。具体的油藏开发指标有：（开）井数、产量、含水、采出程度、含水上升率、地层能量，水侵的形式等。
3.1 产量变化规律
区块产量的变化主要反映开发过程中采取的措施，从图2中可以看出，油藏共经历了四个产量明显递减的过程，其中早期的新井初始产量大，递减速度慢；晚期的新井初期产量小，递减速度快，主要原因是后期的地层能量不足。采用最后阶段的递减指数和初始递减产量预测最终采收率20.8%[1]，采收率偏低的原因主要是目前杜家台油藏基本处于停产状态，生产不正常，产量递减严重导致的。
3.2 注水量变化规律
从区块平均日注水量的变化趋势来看，日注水量波动幅度比较大，在有新井转注时，区块注水量大幅度增加，但是由于地层渗透率低，吸水能力差，注水量迅速降低。从单井的吸水能力上看，随稳定注水时间的延长，视吸水指数有降低的趋势，随注水井周围地层压力的升高，注水井的吸水能力逐渐的降低，最终导致注水井注不进而停注。
3.3 地层能量变化规律
曙二区东杜家台油藏原始地层压力24.2Mpa，地层压力15.0Mpa。对曙二区东杜家台油藏开发以来38口井191个测压点数据进行分析，数据显示地层压力一致处于降低的趋势。1983年该油藏未进行注水开发，采出程度为0.41%，地层压降为2.26Mpa，即完全依靠天然能量每采出1%地质储量压降为5.5Mpa，证明该油藏天然能量不足。转注水开发后，地层压力下降速度得到改善，目前平均地层压力15.0Mpa，每采出1%地质储量的压降数值为1.05Mpa。压力下降的主要原因为注水井吸水比较困难，累积注采比0.77，且仅局限于注采井网相对完善的区域因此总体上地层压力是下降的。
4、 油藏潜力分析及挖潜方向
利用以上的计算思路可以得到目前各小层的剩余油储量丰度和剩余油可采储量丰度，再将各个小层的剩余储量丰度相加得到的整体上的剩余油储量丰度分布图，从其中高值区域可以判断出需要进行挖潜部位。
5、 效果预测
根据前面的分析，提出了各潜力区块的挖潜方向，并在以上的措施条件下，对杜家台油藏生产动态进行计算[5]（图6），预测杜家台油藏最终水驱采收率30.01%，与目前标定采收率对比增加了9.2%，可见经过注采完善后，水驱采收率大幅度提高，开发效果得到明显改善。
6、研究认识与结论
6.1 注采井数变化分析表明停产、停注井数增加是影响开发效果的主要因素；产量递减以双曲递减和指数递减为主；吸水指数呈现下降的规律；油藏含水上升率较高，而且差异比较大；生产井初始含水率受到油藏物性、地下流体分布影响；天然能量不充足，油井产量递减快；采油指数与地层渗透率、地层流度系数具有正相关关系；无因次采油指数一直处于下降趋势，无因次采液指数先下降后上升。
6.2 油藏工程分析和数值模拟计算表明，目前控制剩余油的主要因素井网不完善因素，因此完善注采井网是目前主要的工作。
6.3 复杂断块通过油藏数值模拟结果，在潜力区域开展利用老井、钻直井和钻水平井方案，油藏采收率可得到一定程度的提高。目前曙2-4-13井区已投产一口水平井，日产液35.6t/d，日产油16.5t/d，含水53.8%，该井投产成功，为下步曙二区东杜家台油藏实施整体调整提供了一定经验。
参考文献
[1] 李传亮，油藏工程原理（M），北京：石油工业出版社，2006（52）。
[2] 葛家理，油气层渗流力学（M），北京：石油工业出版社，1982（16）。
[3] 姜汉桥，姚军，油藏工程原理与方法（M），北京：石油大学出版社，2006（25）。
[4] 塔雷克·艾哈迈德[美]，油藏工程手册（M），北京：石油工业出版社，2005（37）。
[5] 余守德，等，复杂断块砂岩油藏开发模式（M），北京：石油工业出版社，1997（23）。
作者简介
万红梅（1965-），女，工程师，1983年毕业于辽河石油学校地质专业，现从事油田开发工作。