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摘 要：以锦29块杜家台油层为例进行阐述。锦29块杜家台油层，埋藏深，地质构造复杂，且物性差。分析认为，造成断块开发效果差的主要原因是原开发方式不合理，构造、“四性”关系及油气水分布等地质特征落实程度偏低。为有效挖掘其剩余油气潜力，有必要对其进行综合地质研究并提出下步对策，最大限度的提高采收率。
关键词：埋藏深;构造复杂;采油速度;油气水分布
1概况
锦29块位于欢喜岭油田西南部大凌河以西地区，西靠锦38块，南靠锦136块，北与锦2-6-9块相邻，构造面积16.4 km2。杜家台油层含油面积1.67km2，原油地质储量231×104t，油藏埋深-2850～-3200m。
2 油藏地质特征再认识
2.1 地层发育特征及层组划分
锦29块地层层序自下而上为白垩系的红色砂质泥岩构成基底地层，下第三系沙河街组、东营组，上第三系馆陶组、明化镇组，第四系平原组。下第三系沙河街组自上而下划分为四个段，其中沙四段为本次工作的目的层。
杜家台油层可划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ和杜Ⅳ四个油层组，14个砂岩组，其中前三个油组含油气，第四个油组不含油气。
2.2 构造特征
锦29块是被锦2-14-23北断层、锦15-26南断层所夹持的一个长条型构造。其内部被5条断层切割成五个小断块。其中锦2-15-25块构造走向为北东向，构造高点在锦2-15-025井附近，地层倾角4o左右，闭合高度70m，断层对油气起着封隔作用。
2.3 储层特征
本套储层岩性为一套含砾砂岩，粗～细砂岩，夹暗色泥岩组合。岩石成分以石英、长石为主。岩石类型属于岩屑质长石砂岩和混合砂岩。
纵向上砂体长期发育反复迭加呈互层状，单砂层厚度变化较大，最厚35.4m，最薄仅为0.6m，一般2～6m。在平面上砂体呈南北向展布，即主体相带部位砂层发育，非主体相带部位砂层厚度较薄。总体来说，砂体较发育，平均砂岩百分含量为66%，沿沉积方向砂体连续性好，横向连续性差，叠加砂体厚度大，分布面积广。
2.4 油气分布规律及油藏类型
锦29块杜家台油层在平面上分布状况很不均匀，相互差异很大。油层主要分布在锦2-15-25断块上，锦18-27断块上油层最薄。锦2-15-25块油层平均有效厚度为42.6m，最薄为3.4m。平面上构造高部位油层发育，一般单井油层有效厚度均大于20m，构造两翼部位油层较薄，一般油井油层有效厚度小于20 m，甚至不发育油层。同时油层受沉积微相控制明显，分流河道和河口砂坝微相油层发育，分流间和前缘薄层砂微相油层不发育或呈土豆状分布。
纵向上，本区杜家台油层埋藏较深，埋藏深度为-2850～-3200m，单井平均有效厚度33.0m，单层厚度较薄，最厚6.2m，最薄0.6m，一般1～3m。整体看来，油层变化较大。
该块杜家台油层油气水关系十分复杂，以断块油藏为主，低断块的构造高部位油层发育，高断块的油气层均发育，断层对油气起控制和封隔作用。不同断块油气水界面有差别。锦15-26块有一套油水界面，锦2-15-25块有两套气油界面，锦2-12-523块有一套气油界面。其余则主要受岩性控制，为层状岩性油藏。
2.5地层温度及压力
断块原始地层压力为34.3Mpa，饱和压力为25.07MPa，压力系数为1.07，油层温度110℃，原始油气比为345m3/t，原油体积系数为1.553，综合压缩系数为23.07×10-3。
2.6流体性质
原油性质好，20℃时原油密度0.8277g/cm3，50℃时原油粘度3.39mPa.s，地下原油粘度<0.5mpa.s，地下原油密度为0.6119 g/cm3，凝固点22.6℃，含蜡量4.48%，含胶质4.31%，参照油气藏分类标准，该块可归类为轻质油藏（轻质油藏也称为挥发性油藏及高收缩性油气藏）。地层水类型为NaHCO3型，总矿化度5539mg/l。
2.7储量计算
计算的石油地质储量与上报储量相比，减少了25.2×104t，天然气地质储量比上报储量多了1.9×108m3。
3 开发现状
目前，断块油井7口，开井3口，日产液7.8 m3，日产油3.9t，综合含水50%，采油速度0.02%，累产油10.3×104t，累产气2.3×108m3，累产水4.4×104m3，采出程度4.47%，天然气采出程度23.59%。
4 断块开发效果评价
多数油井初期自喷，但产量递减快;具有溶解气驱特征;边底水不活跃;油井大井段合采，供液能力不足;储层物性、油层发育状况是制约断块产量的决定因素;断块以往油层改造效果较差。
5 断块注水开发方式研究
综上所述，该断块天然能量不足，边低水不活跃，同时储层物性差，导致油田的一次采收率低。因此，在开发上，应及时补充地层能量，恢复地层压力，并实施储层物性改造，以提高油田最终采收率。
5.1注水开发有利因素
5.1.1原油性质有利于注水开发
锦29块杜家台油层20℃时原油密度为0.8277g/cm3，50℃时原油粘度为3.39mPa.s，凝固點22.6℃，含蜡量4.48%，含胶质4.31%，原油性质较好，为稀油，有利于注水开发。
5.1.2砂体的连通状况有利于注水开发
据目前所有完钻井统计，杜家台油层砂层连通系数75%，油层连通系数66%。主力油层砂层连通状况较好，有利于注水开发。
5.1.3水驱采收率预测较高
采用多种水驱砂岩采收率经验公式，预测该块注水开发最终采收率平均为21.5%，比天然能量开发提高11.8个百分点。
5.2注水开发的不利因素分析
5.2.1储层非均质严重，注水开发难度大
5.2.2泥质含量高，对注水开发影响大
5.2.3油层已脱气，注水时机已过
断块各层系气均已动用，油层已严重脱气，该类油藏需早期注水保持地层能量，目前注水时机已过，实施注水开发存在较大的风险（杜Ⅰ油组主要为气，采用注水开发显然很难见到注水开发效果）。
6 结论及建议
6.1“CaF2”是导致杜家台油层酸化差的主要原因，欢西油田杜家台油层含钙高均不适合土酸酸化解堵。
6.2结合断块流体性质等地质特征，分析了断块水驱适应性。
关键词：埋藏深;构造复杂;采油速度;油气水分布
1概况
锦29块位于欢喜岭油田西南部大凌河以西地区，西靠锦38块，南靠锦136块，北与锦2-6-9块相邻，构造面积16.4 km2。杜家台油层含油面积1.67km2，原油地质储量231×104t，油藏埋深-2850～-3200m。
2 油藏地质特征再认识
2.1 地层发育特征及层组划分
锦29块地层层序自下而上为白垩系的红色砂质泥岩构成基底地层，下第三系沙河街组、东营组，上第三系馆陶组、明化镇组，第四系平原组。下第三系沙河街组自上而下划分为四个段，其中沙四段为本次工作的目的层。
杜家台油层可划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ和杜Ⅳ四个油层组，14个砂岩组，其中前三个油组含油气，第四个油组不含油气。
2.2 构造特征
锦29块是被锦2-14-23北断层、锦15-26南断层所夹持的一个长条型构造。其内部被5条断层切割成五个小断块。其中锦2-15-25块构造走向为北东向，构造高点在锦2-15-025井附近，地层倾角4o左右，闭合高度70m，断层对油气起着封隔作用。
2.3 储层特征
本套储层岩性为一套含砾砂岩，粗～细砂岩，夹暗色泥岩组合。岩石成分以石英、长石为主。岩石类型属于岩屑质长石砂岩和混合砂岩。
纵向上砂体长期发育反复迭加呈互层状，单砂层厚度变化较大，最厚35.4m，最薄仅为0.6m，一般2～6m。在平面上砂体呈南北向展布，即主体相带部位砂层发育，非主体相带部位砂层厚度较薄。总体来说，砂体较发育，平均砂岩百分含量为66%，沿沉积方向砂体连续性好，横向连续性差，叠加砂体厚度大，分布面积广。
2.4 油气分布规律及油藏类型
锦29块杜家台油层在平面上分布状况很不均匀，相互差异很大。油层主要分布在锦2-15-25断块上，锦18-27断块上油层最薄。锦2-15-25块油层平均有效厚度为42.6m，最薄为3.4m。平面上构造高部位油层发育，一般单井油层有效厚度均大于20m，构造两翼部位油层较薄，一般油井油层有效厚度小于20 m，甚至不发育油层。同时油层受沉积微相控制明显，分流河道和河口砂坝微相油层发育，分流间和前缘薄层砂微相油层不发育或呈土豆状分布。
纵向上，本区杜家台油层埋藏较深，埋藏深度为-2850～-3200m，单井平均有效厚度33.0m，单层厚度较薄，最厚6.2m，最薄0.6m，一般1～3m。整体看来，油层变化较大。
该块杜家台油层油气水关系十分复杂，以断块油藏为主，低断块的构造高部位油层发育，高断块的油气层均发育，断层对油气起控制和封隔作用。不同断块油气水界面有差别。锦15-26块有一套油水界面，锦2-15-25块有两套气油界面，锦2-12-523块有一套气油界面。其余则主要受岩性控制，为层状岩性油藏。
2.5地层温度及压力
断块原始地层压力为34.3Mpa，饱和压力为25.07MPa，压力系数为1.07，油层温度110℃，原始油气比为345m3/t，原油体积系数为1.553，综合压缩系数为23.07×10-3。
2.6流体性质
原油性质好，20℃时原油密度0.8277g/cm3，50℃时原油粘度3.39mPa.s，地下原油粘度<0.5mpa.s，地下原油密度为0.6119 g/cm3，凝固点22.6℃，含蜡量4.48%，含胶质4.31%，参照油气藏分类标准，该块可归类为轻质油藏（轻质油藏也称为挥发性油藏及高收缩性油气藏）。地层水类型为NaHCO3型，总矿化度5539mg/l。
2.7储量计算
计算的石油地质储量与上报储量相比，减少了25.2×104t，天然气地质储量比上报储量多了1.9×108m3。
3 开发现状
目前，断块油井7口，开井3口，日产液7.8 m3，日产油3.9t，综合含水50%，采油速度0.02%，累产油10.3×104t，累产气2.3×108m3，累产水4.4×104m3，采出程度4.47%，天然气采出程度23.59%。
4 断块开发效果评价
多数油井初期自喷，但产量递减快;具有溶解气驱特征;边底水不活跃;油井大井段合采，供液能力不足;储层物性、油层发育状况是制约断块产量的决定因素;断块以往油层改造效果较差。
5 断块注水开发方式研究
综上所述，该断块天然能量不足，边低水不活跃，同时储层物性差，导致油田的一次采收率低。因此，在开发上，应及时补充地层能量，恢复地层压力，并实施储层物性改造，以提高油田最终采收率。
5.1注水开发有利因素
5.1.1原油性质有利于注水开发
锦29块杜家台油层20℃时原油密度为0.8277g/cm3，50℃时原油粘度为3.39mPa.s，凝固點22.6℃，含蜡量4.48%，含胶质4.31%，原油性质较好，为稀油，有利于注水开发。
5.1.2砂体的连通状况有利于注水开发
据目前所有完钻井统计，杜家台油层砂层连通系数75%，油层连通系数66%。主力油层砂层连通状况较好，有利于注水开发。
5.1.3水驱采收率预测较高
采用多种水驱砂岩采收率经验公式，预测该块注水开发最终采收率平均为21.5%，比天然能量开发提高11.8个百分点。
5.2注水开发的不利因素分析
5.2.1储层非均质严重，注水开发难度大
5.2.2泥质含量高，对注水开发影响大
5.2.3油层已脱气，注水时机已过
断块各层系气均已动用，油层已严重脱气，该类油藏需早期注水保持地层能量，目前注水时机已过，实施注水开发存在较大的风险（杜Ⅰ油组主要为气，采用注水开发显然很难见到注水开发效果）。
6 结论及建议
6.1“CaF2”是导致杜家台油层酸化差的主要原因，欢西油田杜家台油层含钙高均不适合土酸酸化解堵。
6.2结合断块流体性质等地质特征，分析了断块水驱适应性。