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摘 要：兴隆台油田经过近40年的注水开发，目前处于“双高”后期。储量动用充分，油层水淹严重，零星分布的剩余油所占比例越来越高，剩余油呈高度分散状态，挖潜难度越来越大。针对目前开发阶段存在问题，通过开展油藏精细描述，利用各种动、静态资料，对剩余油分布的地质规律和控制因素进行深入研究，并利用研究的成果，采取有效措施，使老区稳产。
关键词：油藏精细描述 剩余油分布 老区 兴隆台油田
一、概况
兴隆台油田位于辽宁盘山县和大洼县境内，是辽河盆地西部凹陷的一个二级构造带。呈东北，西南方向延伸。长约20km，宽约10km，构造面积182km2。兴隆台油田从第一口探井到目前已经开发43年。目前处于“双高”开发后期，主力层位均高含水，油井老化问题相当严重，另外油田地处兴隆台市区，地面矛盾相当突出。给下步挖潜工作带来诸多不便。目前老区油井236口，开井132口，注水井82口，开井19口。日产油为282t/d，日注水为1041m3/d，累计产油2799.9×104t，累计产水7796.7×104m3，累计注水11127.2×104m3。累计亏空2121.9×104m3，综合含水86.7%。采油速度0.13%，采出程度38.27%。
二、油藏特征
1.储油层类型
兴隆台油田按照储油层的岩性及储油层空间特征可分为二种。
1.1古潜山裂缝储油层
由沙四段和结晶基底组成的古潜山油气藏，以构造裂隙含油为主，风化作用亦有一定的影响。油气分布受裂隙控制，在裂隙发育地区可获得高产。
1.2砂岩、砂砾岩孔隙性储油层
热河台油层、兴隆台油层、于楼油层、马圈子油层皆是此种储油层。这是兴隆台油田最主要、最发育、分布最广的储油层。
2.储油层特征
古潜山储油层，主要是由前震旦系花岗片麻岩及花岗角砾岩和火山岩组成。主要是以裂缝储油。
热河台储油层，主要是长石砂岩，混合砂岩，砂砾岩和泥质长石粉砂岩组成，热河台储油层浊积岩、油层物性不好，渗透率低，泥质含量高，分选不佳。
兴隆台储油层，是一套以粗碎屑为主的三角洲沉积，具有岩相比较粗，分布面积广，厚度大等特点。岩石主要为长石砂岩。兴隆台油层储油层主体由于处于扇三角洲的中部，油层物性很好，总体趋势是由北向南变差。储油层非均质严重，分选差，碳酸盐和泥质含量高。
于楼储油层，是一套三角洲前缘相沉积物，为一套灰白色砂砾岩和细粒硬砂质长石砂岩组成。主要分布在兴58、兴20、兴1断块区及兴42、马7、马19等断块东部。于楼油层储油层物性比较好，孔隙度和渗透率都比较高，泥质含量和碳酸盐含量比较低，分选较好。
马圈子储油层，是湖盆收缩后形成的三角洲平原相沉積，由一套绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥页岩与细砂岩，含砾砂岩互层沉积物。主要以粉细砂岩为主。具有细砂状结构，孔隙发育。马圈子储油层由于岩性较细，泥质含量多，油层物性较差。从北往南泥质含量增多，渗透率变差。下表列出兴隆台各油层的物性特征（表1）
表1 兴隆台油田不同油层的物性特征
三、开发中存在的主要问题
1.主力油层水淹严重
兴隆台油田注水开发多年，油层长期开采形成优势通道形成无效循环注水。导致油田在开发后期油井大量出水[1]。例如兴58井1973年4月投产，初期日产油74.6t，含水2%，1988年5月临井兴123转注，兴58产量由4.0t/d上升到9.1t/d，含水由68.4%上升到75%。由于地层连通好，注水初期取得很好的效果。随着注入水的不断冲刷，水驱油效果逐渐变差，2001年3月兴58井含水达到99.4%，转捞油。目前高含水关井。
2.井况变差，调整工作困难
经过多年的注水开发，强注强采导致井筒的受力不均，油井管柱变形、腐蚀严重，目前兴隆台老区油井236口，套变、落物井39口，占总井数的16.53%。
四、剩余油分布
1.剩余油分布规律
1.1通过动态分析，目前大段主力油层水淹严重，剩余油饱和度较高地区分布面积小，多呈零星分布。由于注采不完善形成的水动力滞留区，剩余油相对富集[2]。
1.2多年来先后进行加密细分层系调整多次。目前处于开发后期深度开发阶段。由于油藏、气藏同期开采、注水等因素的影响，有些泥岩隔层不稳定的油气藏中的油气向压力较低的部位发生运移。
1.3由于油砂体单元内物性干扰，在油砂体单元的低渗部位形成剩余油。在顶部和侧翼的渗透率较差部位，含油性低于河道核心部位。但顶部和侧翼孔隙小、排驱压力高，注入水易绕过这些低渗部位，形成剩余油。
平面上和纵向上寻找剩余油饱和度相对高的地区，找到局部零散状态高含油区。油藏需进一步加强油藏精细描述，精细到小层、单砂体和流动单元，搞清剩余油分布。
五、主要做法及效果
1.落实微构造，找寻构造高点的剩余油有利部位
马726C井是2002年投产的一口侧钻井。该井各小层测井解释普遍水淹，邻井马749和马20开采S1下Ⅷ21小层均因高含水关井。针对这种情况，对该层的水淹情况、剩余油分布状况重新落实后，认识到S1下Ⅷ21小层砂体主要分布在断块西部，马726C处于微构造高点，是剩余油富集的有利部位。结合周围油水井注采状况分析马726C距水井较远，水淹较差。而且该井压力水平保持较好，自然电位测井曲线显示箱型，说明该井位于河道主流线上，渗透率较高，优选射开顶部2m，井段2222.0-22224.0m.，日产油65.5t，日产气11395m3，综合含水14.1%。
2.完善注采井网，实现高效注水开发
在注水开发过程中，用不断提高产液量的方式，通过排液采油来保持产油量稳定，是高含水期开采的一项十分重要的措施，这就要求注水量随着产液量的增长而增长，保持地下注采平衡，保持较高的生产能力。兴42块注入水欠帐较多，地下累计亏空527.97×104m3，正是由于注入水较少、累积采出比高、注入水利用率差，导致了兴42块水驱开发效果不理想。
2011年为恢复注采井网，保持地层能量，提高水驱效果，对水井实施复注。兴483井2011年1月复注，临井兴478井动液面由复注前的1130m上升到950m，含水由71.3%上升到87.5%，日产油由3t增加到6t；临井兴469井动液面由复注前的1395m上升到886m，含水由69.2%上升到73.4%，日产油由2.9t增加到4.8t。
六、结论
1.处于高含水开发后期的油藏，剩余油分布规律研究是油藏高效开发的基础和成败的关键。
2.根据构造和储层研究结果，结合生产动态，研究油藏的分布规律，明确其空间展布特征。
参考文献
[1]王兴岩.改善大洼油田洼51井区高含水期开发效果研究[J].特种油气藏，2010，17（增刊）：52-54.
[2]柳广弟，石油地质学[M].北京：石油工业出版社，2009：171-206.
[3]张学汝，辽宁省盘山县兴隆台油田石油地质特征[R].盘锦：辽河石油勘探局研究院，1982：2-20.
作者简介：陆苗苗（1983-），女，助理工程师，2008年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事勘探开发工作。
关键词：油藏精细描述 剩余油分布 老区 兴隆台油田
一、概况
兴隆台油田位于辽宁盘山县和大洼县境内，是辽河盆地西部凹陷的一个二级构造带。呈东北，西南方向延伸。长约20km，宽约10km，构造面积182km2。兴隆台油田从第一口探井到目前已经开发43年。目前处于“双高”开发后期，主力层位均高含水，油井老化问题相当严重，另外油田地处兴隆台市区，地面矛盾相当突出。给下步挖潜工作带来诸多不便。目前老区油井236口，开井132口，注水井82口，开井19口。日产油为282t/d，日注水为1041m3/d，累计产油2799.9×104t，累计产水7796.7×104m3，累计注水11127.2×104m3。累计亏空2121.9×104m3，综合含水86.7%。采油速度0.13%，采出程度38.27%。
二、油藏特征
1.储油层类型
兴隆台油田按照储油层的岩性及储油层空间特征可分为二种。
1.1古潜山裂缝储油层
由沙四段和结晶基底组成的古潜山油气藏，以构造裂隙含油为主，风化作用亦有一定的影响。油气分布受裂隙控制，在裂隙发育地区可获得高产。
1.2砂岩、砂砾岩孔隙性储油层
热河台油层、兴隆台油层、于楼油层、马圈子油层皆是此种储油层。这是兴隆台油田最主要、最发育、分布最广的储油层。
2.储油层特征
古潜山储油层，主要是由前震旦系花岗片麻岩及花岗角砾岩和火山岩组成。主要是以裂缝储油。
热河台储油层，主要是长石砂岩，混合砂岩，砂砾岩和泥质长石粉砂岩组成，热河台储油层浊积岩、油层物性不好，渗透率低，泥质含量高，分选不佳。
兴隆台储油层，是一套以粗碎屑为主的三角洲沉积，具有岩相比较粗，分布面积广，厚度大等特点。岩石主要为长石砂岩。兴隆台油层储油层主体由于处于扇三角洲的中部，油层物性很好，总体趋势是由北向南变差。储油层非均质严重，分选差，碳酸盐和泥质含量高。
于楼储油层，是一套三角洲前缘相沉积物，为一套灰白色砂砾岩和细粒硬砂质长石砂岩组成。主要分布在兴58、兴20、兴1断块区及兴42、马7、马19等断块东部。于楼油层储油层物性比较好，孔隙度和渗透率都比较高，泥质含量和碳酸盐含量比较低，分选较好。
马圈子储油层，是湖盆收缩后形成的三角洲平原相沉積，由一套绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥页岩与细砂岩，含砾砂岩互层沉积物。主要以粉细砂岩为主。具有细砂状结构，孔隙发育。马圈子储油层由于岩性较细，泥质含量多，油层物性较差。从北往南泥质含量增多，渗透率变差。下表列出兴隆台各油层的物性特征（表1）
表1 兴隆台油田不同油层的物性特征
三、开发中存在的主要问题
1.主力油层水淹严重
兴隆台油田注水开发多年，油层长期开采形成优势通道形成无效循环注水。导致油田在开发后期油井大量出水[1]。例如兴58井1973年4月投产，初期日产油74.6t，含水2%，1988年5月临井兴123转注，兴58产量由4.0t/d上升到9.1t/d，含水由68.4%上升到75%。由于地层连通好，注水初期取得很好的效果。随着注入水的不断冲刷，水驱油效果逐渐变差，2001年3月兴58井含水达到99.4%，转捞油。目前高含水关井。
2.井况变差，调整工作困难
经过多年的注水开发，强注强采导致井筒的受力不均，油井管柱变形、腐蚀严重，目前兴隆台老区油井236口，套变、落物井39口，占总井数的16.53%。
四、剩余油分布
1.剩余油分布规律
1.1通过动态分析，目前大段主力油层水淹严重，剩余油饱和度较高地区分布面积小，多呈零星分布。由于注采不完善形成的水动力滞留区，剩余油相对富集[2]。
1.2多年来先后进行加密细分层系调整多次。目前处于开发后期深度开发阶段。由于油藏、气藏同期开采、注水等因素的影响，有些泥岩隔层不稳定的油气藏中的油气向压力较低的部位发生运移。
1.3由于油砂体单元内物性干扰，在油砂体单元的低渗部位形成剩余油。在顶部和侧翼的渗透率较差部位，含油性低于河道核心部位。但顶部和侧翼孔隙小、排驱压力高，注入水易绕过这些低渗部位，形成剩余油。
平面上和纵向上寻找剩余油饱和度相对高的地区，找到局部零散状态高含油区。油藏需进一步加强油藏精细描述，精细到小层、单砂体和流动单元，搞清剩余油分布。
五、主要做法及效果
1.落实微构造，找寻构造高点的剩余油有利部位
马726C井是2002年投产的一口侧钻井。该井各小层测井解释普遍水淹，邻井马749和马20开采S1下Ⅷ21小层均因高含水关井。针对这种情况，对该层的水淹情况、剩余油分布状况重新落实后，认识到S1下Ⅷ21小层砂体主要分布在断块西部，马726C处于微构造高点，是剩余油富集的有利部位。结合周围油水井注采状况分析马726C距水井较远，水淹较差。而且该井压力水平保持较好，自然电位测井曲线显示箱型，说明该井位于河道主流线上，渗透率较高，优选射开顶部2m，井段2222.0-22224.0m.，日产油65.5t，日产气11395m3，综合含水14.1%。
2.完善注采井网，实现高效注水开发
在注水开发过程中，用不断提高产液量的方式，通过排液采油来保持产油量稳定，是高含水期开采的一项十分重要的措施，这就要求注水量随着产液量的增长而增长，保持地下注采平衡，保持较高的生产能力。兴42块注入水欠帐较多，地下累计亏空527.97×104m3，正是由于注入水较少、累积采出比高、注入水利用率差，导致了兴42块水驱开发效果不理想。
2011年为恢复注采井网，保持地层能量，提高水驱效果，对水井实施复注。兴483井2011年1月复注，临井兴478井动液面由复注前的1130m上升到950m，含水由71.3%上升到87.5%，日产油由3t增加到6t；临井兴469井动液面由复注前的1395m上升到886m，含水由69.2%上升到73.4%，日产油由2.9t增加到4.8t。
六、结论
1.处于高含水开发后期的油藏，剩余油分布规律研究是油藏高效开发的基础和成败的关键。
2.根据构造和储层研究结果，结合生产动态，研究油藏的分布规律，明确其空间展布特征。
参考文献
[1]王兴岩.改善大洼油田洼51井区高含水期开发效果研究[J].特种油气藏，2010，17（增刊）：52-54.
[2]柳广弟，石油地质学[M].北京：石油工业出版社，2009：171-206.
[3]张学汝，辽宁省盘山县兴隆台油田石油地质特征[R].盘锦：辽河石油勘探局研究院，1982：2-20.
作者简介：陆苗苗（1983-），女，助理工程师，2008年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事勘探开发工作。