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摘要：锦16（东）块经过30多年注水开发，井间形成了固定的渗流通道，常规注水开发已无法扩大水驱波及体积，通过“二次开发与三次采油有效结合”开发系列技术的研究与应用，合理利用二元驱新井挖潜非目的层剩余油，既有效改善区块开发效果，又为二元驱工业化推广实施提供有力技术保障。
关键词：二元驱;剩余油挖潜;转换开发方式;運行模式
1 研究背景
欢喜岭采油厂稀油主力生产区块均处于开发后期，经过多次注采井网调整，剩余油分布高度零散，区块产量急剧下降，水驱开发效果逐年变差，注水开发已无法满足当前的生产需求，转换开发方式迫在眉睫。按照“整体部署，分批实施”的原则，“二次开发与三次采油有效结合”的模式合理安排运行，高效利用二元驱新井挖潜非目的层剩余油，为二元驱全面工业化推广提供有力技术保障，为老油田转换开发方式的运行模式奠定坚实基础。
2 油藏基本概况
锦16（东）块兴隆台油层位于欢喜岭油田中部，主要开发目的层为下第三系沙河街组沙一、二段，是辽河油田第一个实现正规科学开发并取得较好效果的高效开发油藏之一。该块含油面积2.08km2，石油地质储量1462×104t，油层平均有效厚度36.2m，储层有效孔隙度29.1%，有效渗透率750×10-3μm2，泥质含量12.4%，地层原油密度（20℃）0.9317g/cm3，粘度（50℃）72.78mPa.s，凝固点-21℃，含蜡量3.48%，胶质沥青质含量18.21%，原始地层压力13.98MPa，油藏类型属于中高渗透厚层边（底）水断块油藏。
截至2014年12月，锦16（东）块兴隆台油层油井总井数66口，油井开井数58口，日产液4430t，日产油172t，综合含水95.4%，累产油701.37×104t，累产水3370.22×104m3，采油速度0.43%，采出程度48.1%;注水井总井数24口，开井数22口，日注水4066m3，累注水4806.34×104m3，累计地下亏空-461.09×104m3，月注采比0.92，累计注采比1.1。
3 油藏存在的潜力分析
3.1 转换开发方式，大幅度提高区块采收率
区块经过30多年注水开发，波及体积系数达到92.3%，油水井强采强注，井间形成了固定的渗流通道。常规注水开发已无法扩大水驱波及体积，通过转换开发方式，重新规划组建一套二元驱井网，利用二元驱调、堵、驱、洗可进一步提高驱油效率，二元驱工业化推广实施后预计提高区块采收率14%，增加可采储量201.74×104t。
3.2 推进“三结合”开发体系，有效利用二元驱新井挖潜
新井完钻后优选非目的层进行挖潜剩余油，利用新井电测解释等资料重新认识区块地质特征及剩余油分布状况，既有效改善区块开发效果，又为二元驱工业化推广实施提供有力技术保障。
4 “三结合”开发系列技术研究
4.1 “三结合”开发体系提升二元驱经济效益研究
按照二元驱新井实施要求，在锦16（东）块兴隆台油层一层系和二层系优选构造位置高、油层发育、储层物性较好、连通系数较高区域按150m正方形井网部署二元驱新井74口，按照“整体部署、分批实施”原则，2014年优选23口新井优先实施。由于“二三过渡期”采油成本低，同时合理利用新井资源，新井完井后优选非二元驱目的层进行挖潜，不仅有效改善区块开发效果，同时利用 “二三过渡期”开发时间应用地质体认识新成果进一步优化方案设计，提升了二元驱经济效益，为二元驱工业化推广成功实施提供技术支撑。
4.2 新井钻井、固井等影响参数研究
通过现场试验实施，确定适合锦16（东）块钻井过程中钻井液泥浆液密度、粘度、固井质量、固井质量监测时间等参数，为后期新井实施提供技术指导。
（1）通过室内实验研究，该块兴隆台油层埋深1600左右，上部层系较少，同时为节约钻井成本，采用二开钻井工序较为合理。
（2）上部地层疏松，钻速快、排量大容易造成井壁不稳定，井眼扩大率较大，给固井施工造成困难，通过现场实验研究确定钻井速度125m/天。
（3）锦16（东）经过多年注水开发，地层胶结、油层压力等较原始地层均有变化，为保证钻井实施工程安全标准。
（4）通过室内实验研究，为达到该块固井要求，该块新井固井水泥标号确定为G级水泥。通过锦2-丙4-A135井两次声幅测井结果分析，24小时内水泥凝固时间不够，确定固井质量的监测应该在至少36小时后为宜。
4.3 深化研究“电阻+时差”组合，优化新井投产层位
通过深入研究新井电测解释资料，应用”电阻+时差”组合，总结该块新井电阻与时差关系，制定电性图版，判断小层水淹状况，优化射孔层位。
（1）电阻大于30Ω，时差大于320μs/m的层为潜力层;
（2）自然电位相对基线偏移量小的层，认为水淹程度低，为潜力层;
（3）与周围老井对比电阻高的，认为水淹程度低，为潜力层。
4.4 “新+老”资料集成研究，重新刻画地质体
通过同一剖面线上的新井与附近老井对比可以看出，老井解释1个小层，新井解释为2～3个单砂体。通过精细小层对比，重新刻画油藏地质体，对老区块小层平面展布、纵向精细划分等油藏构造进一步精确认识。
通过完钻新井电测解释研究，强水淹层比例83.6%。通过小层对比分析平面上剩余油主要集中在构造高部位及距生产井较远的井间滞留区。纵向上剩余油主要集中在上层系及下层系的兴Ⅱ5，油层下部水淹严重，兴Ⅱ6小层以下水洗程度较高，除个别薄层具有剩余油外，已全部强水淹。
岩性尖灭带薄层（1～2m）储层物性差，电阻较低，测井解释为强水淹，但时差呈正向“指状”跳跃，时差在360μs/m以上，结合老井生产情况及动态测试资料综合研究，打破常规思维，创新应用“电阻+时差”组合论证，分析认为岩性尖灭带是老油田注水开发后期挖潜的主力区域。
5 结论
（1） 深化应用“三结合”开发体系，使二次开发向三次采油高效过渡，有效提升二元驱经济效益，降低二元驱工业化推广投资风险。
（2）深入研究新、老井电测解释等资料重新刻画地质体及剩余油分布状况，是二元驱工业化推广能够取得成功的技术保证。
（3）转换开发方式，是实现老油田可持续发展的必然趋势。以锦16（东）块为主攻点，开展“三结合”开发体系系列技术研究，为老油田转换开发方式的运行模式奠定基础。
参考文献
[1] 牛金刚.大庆油田聚合物驱提高采收率的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2004，23（5）：91～93.
[2] 刘鹏，王业飞，张国平，等.表面活性剂乳化作用对提高采收率的影响[J].油气地质与采收率，2014，21（1）：99～102.
关键词：二元驱;剩余油挖潜;转换开发方式;運行模式
1 研究背景
欢喜岭采油厂稀油主力生产区块均处于开发后期，经过多次注采井网调整，剩余油分布高度零散，区块产量急剧下降，水驱开发效果逐年变差，注水开发已无法满足当前的生产需求，转换开发方式迫在眉睫。按照“整体部署，分批实施”的原则，“二次开发与三次采油有效结合”的模式合理安排运行，高效利用二元驱新井挖潜非目的层剩余油，为二元驱全面工业化推广提供有力技术保障，为老油田转换开发方式的运行模式奠定坚实基础。
2 油藏基本概况
锦16（东）块兴隆台油层位于欢喜岭油田中部，主要开发目的层为下第三系沙河街组沙一、二段，是辽河油田第一个实现正规科学开发并取得较好效果的高效开发油藏之一。该块含油面积2.08km2，石油地质储量1462×104t，油层平均有效厚度36.2m，储层有效孔隙度29.1%，有效渗透率750×10-3μm2，泥质含量12.4%，地层原油密度（20℃）0.9317g/cm3，粘度（50℃）72.78mPa.s，凝固点-21℃，含蜡量3.48%，胶质沥青质含量18.21%，原始地层压力13.98MPa，油藏类型属于中高渗透厚层边（底）水断块油藏。
截至2014年12月，锦16（东）块兴隆台油层油井总井数66口，油井开井数58口，日产液4430t，日产油172t，综合含水95.4%，累产油701.37×104t，累产水3370.22×104m3，采油速度0.43%，采出程度48.1%;注水井总井数24口，开井数22口，日注水4066m3，累注水4806.34×104m3，累计地下亏空-461.09×104m3，月注采比0.92，累计注采比1.1。
3 油藏存在的潜力分析
3.1 转换开发方式，大幅度提高区块采收率
区块经过30多年注水开发，波及体积系数达到92.3%，油水井强采强注，井间形成了固定的渗流通道。常规注水开发已无法扩大水驱波及体积，通过转换开发方式，重新规划组建一套二元驱井网，利用二元驱调、堵、驱、洗可进一步提高驱油效率，二元驱工业化推广实施后预计提高区块采收率14%，增加可采储量201.74×104t。
3.2 推进“三结合”开发体系，有效利用二元驱新井挖潜
新井完钻后优选非目的层进行挖潜剩余油，利用新井电测解释等资料重新认识区块地质特征及剩余油分布状况，既有效改善区块开发效果，又为二元驱工业化推广实施提供有力技术保障。
4 “三结合”开发系列技术研究
4.1 “三结合”开发体系提升二元驱经济效益研究
按照二元驱新井实施要求，在锦16（东）块兴隆台油层一层系和二层系优选构造位置高、油层发育、储层物性较好、连通系数较高区域按150m正方形井网部署二元驱新井74口，按照“整体部署、分批实施”原则，2014年优选23口新井优先实施。由于“二三过渡期”采油成本低，同时合理利用新井资源，新井完井后优选非二元驱目的层进行挖潜，不仅有效改善区块开发效果，同时利用 “二三过渡期”开发时间应用地质体认识新成果进一步优化方案设计，提升了二元驱经济效益，为二元驱工业化推广成功实施提供技术支撑。
4.2 新井钻井、固井等影响参数研究
通过现场试验实施，确定适合锦16（东）块钻井过程中钻井液泥浆液密度、粘度、固井质量、固井质量监测时间等参数，为后期新井实施提供技术指导。
（1）通过室内实验研究，该块兴隆台油层埋深1600左右，上部层系较少，同时为节约钻井成本，采用二开钻井工序较为合理。
（2）上部地层疏松，钻速快、排量大容易造成井壁不稳定，井眼扩大率较大，给固井施工造成困难，通过现场实验研究确定钻井速度125m/天。
（3）锦16（东）经过多年注水开发，地层胶结、油层压力等较原始地层均有变化，为保证钻井实施工程安全标准。
（4）通过室内实验研究，为达到该块固井要求，该块新井固井水泥标号确定为G级水泥。通过锦2-丙4-A135井两次声幅测井结果分析，24小时内水泥凝固时间不够，确定固井质量的监测应该在至少36小时后为宜。
4.3 深化研究“电阻+时差”组合，优化新井投产层位
通过深入研究新井电测解释资料，应用”电阻+时差”组合，总结该块新井电阻与时差关系，制定电性图版，判断小层水淹状况，优化射孔层位。
（1）电阻大于30Ω，时差大于320μs/m的层为潜力层;
（2）自然电位相对基线偏移量小的层，认为水淹程度低，为潜力层;
（3）与周围老井对比电阻高的，认为水淹程度低，为潜力层。
4.4 “新+老”资料集成研究，重新刻画地质体
通过同一剖面线上的新井与附近老井对比可以看出，老井解释1个小层，新井解释为2～3个单砂体。通过精细小层对比，重新刻画油藏地质体，对老区块小层平面展布、纵向精细划分等油藏构造进一步精确认识。
通过完钻新井电测解释研究，强水淹层比例83.6%。通过小层对比分析平面上剩余油主要集中在构造高部位及距生产井较远的井间滞留区。纵向上剩余油主要集中在上层系及下层系的兴Ⅱ5，油层下部水淹严重，兴Ⅱ6小层以下水洗程度较高，除个别薄层具有剩余油外，已全部强水淹。
岩性尖灭带薄层（1～2m）储层物性差，电阻较低，测井解释为强水淹，但时差呈正向“指状”跳跃，时差在360μs/m以上，结合老井生产情况及动态测试资料综合研究，打破常规思维，创新应用“电阻+时差”组合论证，分析认为岩性尖灭带是老油田注水开发后期挖潜的主力区域。
5 结论
（1） 深化应用“三结合”开发体系，使二次开发向三次采油高效过渡，有效提升二元驱经济效益，降低二元驱工业化推广投资风险。
（2）深入研究新、老井电测解释等资料重新刻画地质体及剩余油分布状况，是二元驱工业化推广能够取得成功的技术保证。
（3）转换开发方式，是实现老油田可持续发展的必然趋势。以锦16（东）块为主攻点，开展“三结合”开发体系系列技术研究，为老油田转换开发方式的运行模式奠定基础。
参考文献
[1] 牛金刚.大庆油田聚合物驱提高采收率的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2004，23（5）：91～93.
[2] 刘鹏，王业飞，张国平，等.表面活性剂乳化作用对提高采收率的影响[J].油气地质与采收率，2014，21（1）：99～102.