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摘 要：针对辽河油田锦州采油厂千12塊产量递减趋势逐年加大，为减缓区块产量递减，通过精细地质研究，深入挖掘大凌河油层潜力及千31块莲花油层长停井复产的潜力，并在千22块莲花油层水驱井网转变开发方式，实施周期注水与注汽交替实施的开发方式，使得千12块产量在连续10年递减的情况下终于走出低谷，实现稳产。
关键词：产量递减 地质研究 大凌河油层 千31块 长停井 水驱井网 交替注采 稳产
千12块主要发育莲花油层和兴隆台油层，笔者对千12块大凌河油层进行精细地质研究，并确定出潜力区逐年扩大开发；对千31块莲花油层地质特征进行再认识、重新认识该块剩余油状况、制定出长停井复产方案，并在年组织实施，效果明显；对千22块莲花油层水驱井网实施周期注水及转注汽开发，以上几项工作实施后，见到了明显的效果。
一、油藏基本概况
1.地质概况
千12块位于辽河坳陷西部西斜坡南段上倾部位，东接欢127块，南邻锦7块、锦99块，含油面积4.2km22，地质储量1309×104吨，块内主要发育兴隆台、莲花两套含油层系，部分发育大凌河油层。其中莲花油层含油面积2.9 km2，地质储量585×104吨；兴隆台油层含油面积3.3 km2，地质储量724×104吨。
2.构造特征
千12块为在西斜坡背景上发育起来的单斜构造，北、西、西南三侧被断层切隔，由北西向南倾没。莲花油层顶面构造面积7.0 km2，地层由东北向西南倾斜，倾角3～8°。断块内发育的10条小断层将其分隔成构造面积不等，原油富集程度不同的11个小断块，千22、千12、千31断块为该层系的主力生产区块。
3.储层特征
千12块储层平均孔隙度为28.7％，平均渗透率为0.496μm2。油层埋深-1000～1286m，油层较发育，其中千22断块油层最厚，最大40.3m，而千43井区油层基本不发育。
4.流体性质
20℃时原油密度：莲花油层0.963g/cm3，兴隆台油层0.988 g/cm3，大凌河油层0.9756g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度：莲花油层654.3mpa.s，兴隆台油层3821 mpa.s，大凌河油层1806.07 mpa.s。
5.地层压力及温度
莲花油层压力梯度0.95，原始地层压力10.63MPa，饱和压力2.5 Mpa， 目前地层压力5.0 Mpa，地层温度50℃；兴隆台油层压力梯度1.02，原始地层压力7.6 Mpa，地层温度35.6℃。估计目前地层压力5.0Mpa。
二、主要做法及取得的成果
千12块在2000年以前年产油量呈持续递减趋势，且递减幅度较大，2000年投产10口新井，生产形势较好。2001年以来，为了减缓产量递减幅度，实现稳产我们主要采取了以下几项做法并获得成功。
千12块1997～2003年产油量柱状图
三、开展综合地质研究工作取得的成果
2001年初开始对千12块大凌河油层进行精细地质研究工作，确定出大凌河油层开发潜力区，并在2001年4月开始组织实施。上返后表现出良好的生产形势，至2003年底，已实施上返大凌河油层13口井，累计增油40621吨。
1.实施效果评价
近两年来千12块能够顺利完成全年原油生产任务，对大凌河油层的挖潜起到了十分重要的作用。随着大凌河油层开发井数的增多，产液量、产油量亦明显增加，含水基本保持稳定，最高日产达到90吨。大凌河油层的产量逐渐上升。
2.挖掘小断块内部潜力，千31块莲花油层长停井复产喜获高产
2.1千31块莲花油层概况
千31块是千12块的东部的一个次级小断块，块内莲花油层含油面积0.211km2，地质储量70万吨。共有8口油井，累产油8.7621万吨，采出程度12.52%。至1998年6月8口油井因高含水全部停产。
2.2长停井复产潜力分析
2.2.1断块采出程度低，剩余可采储量高
千22块莲花油层蒸汽吞吐采收率为28%，千31块油藏特点及原油物性与之相近，目前采出程度为12.52%，与之类比还有15.48%即10.8万吨的可采储量可供开采。
2.2.2单井控制储量高，井距大，井间剩余油潜力大
该块地质储量70万吨，单井控制储量高达8.7万吨，井距118米，单井平均累产油1万吨，据《锦45块合理井网密度研究》成果稠油加热半径为35～50米，井间剩余油潜力大。
2.2.3纵向上动用程度低，未水淹层潜力大
千31块属边底水油藏。受边底水影响大。据96年2口井C/O比测试资料分析，该块纵向动用程度仅52%，有28%的层动用差，20%的层未动用。另外，正常生产的7口井中油井高含水后只有2口井采取过堵水措施，而剩余井均未堵水即上返。
2.2.4长停井复产方案
注水开发由于水流动速度快，容易在地下形成通道，而油分子流速慢，阻力大，加上受到水分子的挤压作用，油井就表现为供液差。通过在千22块水驱井网又选注5口井，增油效果明显，这7口井截至03年12月底累增油4750吨，目前日产还有35吨。
四、开发效果评价
1.通过对全块的综合地质研究后，说明部分小断块由于前期认识程度不够，仍存在一定潜力。也就是说对老区块的开发，下步的上产方向应着眼在对各个小断块的挖潜上。
2.注水开发的普通稠油油藏进入高含水阶段后，由于受储层非均质性的影响，区块内部仍存在剩余油，鉴于局部井区油水粘度比大，注水波及面积小，水驱油又具有明显的方向性，则为进一步提高油藏开发效果，选井进行吞吐开发，以采出地层孔隙中的剩余油，来改善水驱开发效果是可行的。
参考文献
[1]张永昌，梁狄刚，张长江，关于古生界烃源岩有机质丰度的评价标准[J]，石油勘探与开发，2001，29（2）：8-12.
[2]钟宁宁，卢双舫，黄志龙，张有生，薛海涛，烃源岩TOC值变化与其生排烃效率关系的探讨，沉积学报，2004年5月.
关键词：产量递减 地质研究 大凌河油层 千31块 长停井 水驱井网 交替注采 稳产
千12块主要发育莲花油层和兴隆台油层，笔者对千12块大凌河油层进行精细地质研究，并确定出潜力区逐年扩大开发；对千31块莲花油层地质特征进行再认识、重新认识该块剩余油状况、制定出长停井复产方案，并在年组织实施，效果明显；对千22块莲花油层水驱井网实施周期注水及转注汽开发，以上几项工作实施后，见到了明显的效果。
一、油藏基本概况
1.地质概况
千12块位于辽河坳陷西部西斜坡南段上倾部位，东接欢127块，南邻锦7块、锦99块，含油面积4.2km22，地质储量1309×104吨，块内主要发育兴隆台、莲花两套含油层系，部分发育大凌河油层。其中莲花油层含油面积2.9 km2，地质储量585×104吨；兴隆台油层含油面积3.3 km2，地质储量724×104吨。
2.构造特征
千12块为在西斜坡背景上发育起来的单斜构造，北、西、西南三侧被断层切隔，由北西向南倾没。莲花油层顶面构造面积7.0 km2，地层由东北向西南倾斜，倾角3～8°。断块内发育的10条小断层将其分隔成构造面积不等，原油富集程度不同的11个小断块，千22、千12、千31断块为该层系的主力生产区块。
3.储层特征
千12块储层平均孔隙度为28.7％，平均渗透率为0.496μm2。油层埋深-1000～1286m，油层较发育，其中千22断块油层最厚，最大40.3m，而千43井区油层基本不发育。
4.流体性质
20℃时原油密度：莲花油层0.963g/cm3，兴隆台油层0.988 g/cm3，大凌河油层0.9756g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度：莲花油层654.3mpa.s，兴隆台油层3821 mpa.s，大凌河油层1806.07 mpa.s。
5.地层压力及温度
莲花油层压力梯度0.95，原始地层压力10.63MPa，饱和压力2.5 Mpa， 目前地层压力5.0 Mpa，地层温度50℃；兴隆台油层压力梯度1.02，原始地层压力7.6 Mpa，地层温度35.6℃。估计目前地层压力5.0Mpa。
二、主要做法及取得的成果
千12块在2000年以前年产油量呈持续递减趋势，且递减幅度较大，2000年投产10口新井，生产形势较好。2001年以来，为了减缓产量递减幅度，实现稳产我们主要采取了以下几项做法并获得成功。
千12块1997～2003年产油量柱状图
三、开展综合地质研究工作取得的成果
2001年初开始对千12块大凌河油层进行精细地质研究工作，确定出大凌河油层开发潜力区，并在2001年4月开始组织实施。上返后表现出良好的生产形势，至2003年底，已实施上返大凌河油层13口井，累计增油40621吨。
1.实施效果评价
近两年来千12块能够顺利完成全年原油生产任务，对大凌河油层的挖潜起到了十分重要的作用。随着大凌河油层开发井数的增多，产液量、产油量亦明显增加，含水基本保持稳定，最高日产达到90吨。大凌河油层的产量逐渐上升。
2.挖掘小断块内部潜力，千31块莲花油层长停井复产喜获高产
2.1千31块莲花油层概况
千31块是千12块的东部的一个次级小断块，块内莲花油层含油面积0.211km2，地质储量70万吨。共有8口油井，累产油8.7621万吨，采出程度12.52%。至1998年6月8口油井因高含水全部停产。
2.2长停井复产潜力分析
2.2.1断块采出程度低，剩余可采储量高
千22块莲花油层蒸汽吞吐采收率为28%，千31块油藏特点及原油物性与之相近，目前采出程度为12.52%，与之类比还有15.48%即10.8万吨的可采储量可供开采。
2.2.2单井控制储量高，井距大，井间剩余油潜力大
该块地质储量70万吨，单井控制储量高达8.7万吨，井距118米，单井平均累产油1万吨，据《锦45块合理井网密度研究》成果稠油加热半径为35～50米，井间剩余油潜力大。
2.2.3纵向上动用程度低，未水淹层潜力大
千31块属边底水油藏。受边底水影响大。据96年2口井C/O比测试资料分析，该块纵向动用程度仅52%，有28%的层动用差，20%的层未动用。另外，正常生产的7口井中油井高含水后只有2口井采取过堵水措施，而剩余井均未堵水即上返。
2.2.4长停井复产方案
注水开发由于水流动速度快，容易在地下形成通道，而油分子流速慢，阻力大，加上受到水分子的挤压作用，油井就表现为供液差。通过在千22块水驱井网又选注5口井，增油效果明显，这7口井截至03年12月底累增油4750吨，目前日产还有35吨。
四、开发效果评价
1.通过对全块的综合地质研究后，说明部分小断块由于前期认识程度不够，仍存在一定潜力。也就是说对老区块的开发，下步的上产方向应着眼在对各个小断块的挖潜上。
2.注水开发的普通稠油油藏进入高含水阶段后，由于受储层非均质性的影响，区块内部仍存在剩余油，鉴于局部井区油水粘度比大，注水波及面积小，水驱油又具有明显的方向性，则为进一步提高油藏开发效果，选井进行吞吐开发，以采出地层孔隙中的剩余油，来改善水驱开发效果是可行的。
参考文献
[1]张永昌，梁狄刚，张长江，关于古生界烃源岩有机质丰度的评价标准[J]，石油勘探与开发，2001，29（2）：8-12.
[2]钟宁宁，卢双舫，黄志龙，张有生，薛海涛，烃源岩TOC值变化与其生排烃效率关系的探讨，沉积学报，2004年5月.