论文部分内容阅读
[摘 要]针对措施效果逐渐变差的状况，近年积极开展“四个寻找、三个利用、两个强化”的“432”工程，即寻找有利储层、寻找构造高点、寻找岩性砂体、寻找可疑油气层，利用交汇图版、利用成熟技术、利用监测资料，强化韵律研究、強化制度管理，通过上述工作取得较好效果。
[关键词]复杂断块；措施挖潜；432工程；有效率
中图分类号：TP537 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）10-0252-01
1油田概况
油区所辖油田主要位于辽河盆地东部凹陷、开鲁盆地陆家堡凹陷和彰武盆地张强凹陷，勘探面积4062km2，预测资源量6.4×108t，管理牛居、青龙台、茨榆坨、科尔沁和科尔康（强1块）等油田，探明含油面积154.44km2，探明石油地质储量18284.8×104t。
2措施挖潜存在的主要问题
一是产能规模不断萎缩，老区潜力层匮乏。油田地质条件复杂，近年来没有有效接替储量，产能建设规模萎缩，2008年仅完钻19口新井，年产量仅为1.6619万吨。由于新井补充不足，只能频繁依靠老井措施上产，近几年平均每年补层80井次，导致老井后备层匮乏，挖潜难度加大，措施有效率难以保证。二是水淹严重，剩余油分布零散。牛靑茨油田经过25年注水开发，目前水淹严重，综合含水达到86.8%，处于高含水期，其中特高含水期的有23个单元，石油地质储量3202×104t，占全厂的25.9%。
3优化措施挖潜主要做法及效果
3.1加强油藏成藏规律认识，寻找有利储层
通过铁匠炉、茨9区等区块地震等资料分析，并结合该区域“低部位出水、高部位尖灭”的储层发育特征，加强成藏规律研究，追踪超覆油藏有利砂体的有利部位，措施挖潜取得较好效果。对铁匠炉油田的铁25井和茨9区的茨9-17-23C等5口井实施补层，初期日增油98.1t，阶段增油3662.0t。
3.2加强构造研究，寻找局部构造高点
2009年以来利用三维地震新资料、小层对比、油水关系等地质基础资料深化微构造研究，在绘制小层微构造图基础上，发现个8构造微高点，剩余油相对富集有4个，实施补层、堵水措施4井次，初期日增油35.9t，累计增油1165t。
3.3加强沉积相认识，寻找有利岩性砂体
通过细化沉积微相研究，避开水淹级别高的主河道，挖掘水淹级别较低的前缘薄层砂、砂坝等有利相带的剩余油潜力，共实施补层、堵水等措施12井次，日增油56.7t，累计增油3554t。茨601、牛主力块等区块东营组属于辫状河沉积，河道摆动频繁，砂体稳定性差，条带砂体彼此分隔，通过储层对比统计，一个油砂体受两口或两口以上油井控制的比例仅为35.7%。
3.4加强“四性关系”研究，寻找可疑层潜力
牛25-17等断块储层岩性细，粘土含量高，孔隙结构复杂，具有低阻油层特征，油水层测井识别难度较大，多数层原始解释为水层，解释程度偏低。2009年对这些区块四性关系进行二次评价，并借鉴历史可疑层挖潜成功经验，重新确定油层四性标准。通过上述工作，新增油层41.6m/10层，油水同层124.6m/27层，新增地质储量为23.14×104t。实施补层措施2井次，初期日增油22.5t，阶段增油1800t。
3.5加强储层沉积韵律认识，强化韵律层潜力挖潜
青龙台油田为扇三角洲前缘亚相沉积，纵向上储层一般为正韵律，主力油层Ⅰ5下部Ⅰ53水淹程度高，多为水洗一强水洗；中部Ⅰ52为中-强水洗，供液充足，为主要潜力层；上部Ⅰ51水淹弱，多为弱水洗，但供液不足。受沉积微相、沉积韵律性、储层非均质性、储层构造状况等因素的综合影响，剩余油集中分布在韵律层中部及断层附近；层内隔夹层较多的时间单元，剩余油主要分布在低渗透条带中。根据分析，实施补层、堵水措施5口，初期日增油39.8t，阶段增油1821.0t。
3.6加强天然气措施挖潜，确保外供气平稳运行
经过20多年的勘探开发，天然气生产已进入开发后期阶段，存在诸多问题：一是天然气剩余可采储量不足，产量递减严重；二是老井措施挖潜难度加大，效果逐年变差；三是低效益井不断增多，生产管理难度加大。针对天然气生产中存在的问题，2009年采取积极有效手段保障生产任务的完成：一是运用气层识别等动态监测资料寻找有利气层，实施中子寿命等测试10口；二是根据测试成果和动态资料，加强措施挖潜，实施补层4口，日增气8.7×104m3，阶段增气453×104m3；三是大力开展排水采气等挖潜活动，实施排水采气6口，日增气2.1×104m3，阶段增气253×104m3。根据上述工作，2009年上半年生产天然气5443×104m3。
4实施效果
阶段实施各种措施123井次，有效112井次，有效率为91%，阶段增油16520.0t，增气994.0×104m3，平均单井增油148t，较2008年同期实施各种措施减少89井次，有效率提高3个百分点，平均单井阶段增油增加19t，其中高效措施19井次，初期日增油194.7t，日增气12.6×104m3，具体做法如下：
5结论及建议
（1）由“以产量为中心”向“以效益为中心”转变是目前经济形势下措施挖潜的重要思路转变；
（2）高含水油藏剩余油高度分散，加大水层、可疑层及岩性砂体研究力度是措施挖潜接替方向之一；
（3）利用多参数分层测试等动态监测资料可以有效提高措施有效率。
参考文献
[1]张敬武，杨胜来，苏英献.复杂断块油藏中后期综合调整与挖潜方式研究[J].内蒙古石油化工，2004，第30卷：92～94.
[2]耿师江，赵洁峰，田振亚.复杂断块油藏开发中后期调整技术及效果[J].河南石油，2003，第17卷（03）：29～32.
[3]唐万举.江汉油田复杂断块油藏开发技术对策研究[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，第27卷（03）：496～505.
[关键词]复杂断块；措施挖潜；432工程；有效率
中图分类号：TP537 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）10-0252-01
1油田概况
油区所辖油田主要位于辽河盆地东部凹陷、开鲁盆地陆家堡凹陷和彰武盆地张强凹陷，勘探面积4062km2，预测资源量6.4×108t，管理牛居、青龙台、茨榆坨、科尔沁和科尔康（强1块）等油田，探明含油面积154.44km2，探明石油地质储量18284.8×104t。
2措施挖潜存在的主要问题
一是产能规模不断萎缩，老区潜力层匮乏。油田地质条件复杂，近年来没有有效接替储量，产能建设规模萎缩，2008年仅完钻19口新井，年产量仅为1.6619万吨。由于新井补充不足，只能频繁依靠老井措施上产，近几年平均每年补层80井次，导致老井后备层匮乏，挖潜难度加大，措施有效率难以保证。二是水淹严重，剩余油分布零散。牛靑茨油田经过25年注水开发，目前水淹严重，综合含水达到86.8%，处于高含水期，其中特高含水期的有23个单元，石油地质储量3202×104t，占全厂的25.9%。
3优化措施挖潜主要做法及效果
3.1加强油藏成藏规律认识，寻找有利储层
通过铁匠炉、茨9区等区块地震等资料分析，并结合该区域“低部位出水、高部位尖灭”的储层发育特征，加强成藏规律研究，追踪超覆油藏有利砂体的有利部位，措施挖潜取得较好效果。对铁匠炉油田的铁25井和茨9区的茨9-17-23C等5口井实施补层，初期日增油98.1t，阶段增油3662.0t。
3.2加强构造研究，寻找局部构造高点
2009年以来利用三维地震新资料、小层对比、油水关系等地质基础资料深化微构造研究，在绘制小层微构造图基础上，发现个8构造微高点，剩余油相对富集有4个，实施补层、堵水措施4井次，初期日增油35.9t，累计增油1165t。
3.3加强沉积相认识，寻找有利岩性砂体
通过细化沉积微相研究，避开水淹级别高的主河道，挖掘水淹级别较低的前缘薄层砂、砂坝等有利相带的剩余油潜力，共实施补层、堵水等措施12井次，日增油56.7t，累计增油3554t。茨601、牛主力块等区块东营组属于辫状河沉积，河道摆动频繁，砂体稳定性差，条带砂体彼此分隔，通过储层对比统计，一个油砂体受两口或两口以上油井控制的比例仅为35.7%。
3.4加强“四性关系”研究，寻找可疑层潜力
牛25-17等断块储层岩性细，粘土含量高，孔隙结构复杂，具有低阻油层特征，油水层测井识别难度较大，多数层原始解释为水层，解释程度偏低。2009年对这些区块四性关系进行二次评价，并借鉴历史可疑层挖潜成功经验，重新确定油层四性标准。通过上述工作，新增油层41.6m/10层，油水同层124.6m/27层，新增地质储量为23.14×104t。实施补层措施2井次，初期日增油22.5t，阶段增油1800t。
3.5加强储层沉积韵律认识，强化韵律层潜力挖潜
青龙台油田为扇三角洲前缘亚相沉积，纵向上储层一般为正韵律，主力油层Ⅰ5下部Ⅰ53水淹程度高，多为水洗一强水洗；中部Ⅰ52为中-强水洗，供液充足，为主要潜力层；上部Ⅰ51水淹弱，多为弱水洗，但供液不足。受沉积微相、沉积韵律性、储层非均质性、储层构造状况等因素的综合影响，剩余油集中分布在韵律层中部及断层附近；层内隔夹层较多的时间单元，剩余油主要分布在低渗透条带中。根据分析，实施补层、堵水措施5口，初期日增油39.8t，阶段增油1821.0t。
3.6加强天然气措施挖潜，确保外供气平稳运行
经过20多年的勘探开发，天然气生产已进入开发后期阶段，存在诸多问题：一是天然气剩余可采储量不足，产量递减严重；二是老井措施挖潜难度加大，效果逐年变差；三是低效益井不断增多，生产管理难度加大。针对天然气生产中存在的问题，2009年采取积极有效手段保障生产任务的完成：一是运用气层识别等动态监测资料寻找有利气层，实施中子寿命等测试10口；二是根据测试成果和动态资料，加强措施挖潜，实施补层4口，日增气8.7×104m3，阶段增气453×104m3；三是大力开展排水采气等挖潜活动，实施排水采气6口，日增气2.1×104m3，阶段增气253×104m3。根据上述工作，2009年上半年生产天然气5443×104m3。
4实施效果
阶段实施各种措施123井次，有效112井次，有效率为91%，阶段增油16520.0t，增气994.0×104m3，平均单井增油148t，较2008年同期实施各种措施减少89井次，有效率提高3个百分点，平均单井阶段增油增加19t，其中高效措施19井次，初期日增油194.7t，日增气12.6×104m3，具体做法如下：
5结论及建议
（1）由“以产量为中心”向“以效益为中心”转变是目前经济形势下措施挖潜的重要思路转变；
（2）高含水油藏剩余油高度分散，加大水层、可疑层及岩性砂体研究力度是措施挖潜接替方向之一；
（3）利用多参数分层测试等动态监测资料可以有效提高措施有效率。
参考文献
[1]张敬武，杨胜来，苏英献.复杂断块油藏中后期综合调整与挖潜方式研究[J].内蒙古石油化工，2004，第30卷：92～94.
[2]耿师江，赵洁峰，田振亚.复杂断块油藏开发中后期调整技术及效果[J].河南石油，2003，第17卷（03）：29～32.
[3]唐万举.江汉油田复杂断块油藏开发技术对策研究[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，第27卷（03）：496～505.