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摘要：区块经过多年开发，进入蒸汽吞吐开发后期，采出程度高、地层压力低、油水关系复杂，加上井况差的影响，严重制约着整个区块剩余油的挖潜。为了提高区块采收率，我们通过各种监测资料，实施相应的配套措施，实现了平面及层间的剩余油挖潜，提高了整个区块的产能和油井利用率。
关键词：稠油 蒸汽吞吐 精细描述 配套措施
1、油藏基本概况
锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡内侧带东南端，在欢喜岭油田单斜构造带上第二段阶带（中下台阶）。开发目的层是下第三系S1+2段的于楼油层和兴隆台油层，含油面积1.7Km2，石油地质储量1574×104t。1985年以蒸汽吞吐的方式投入开发，分于1、于2和兴1、兴2四套油层。已经开采30多年，区块处于蒸汽吞吐开发的后期，平均地层压力2. 7MPa。
2、开发形势和存在问题
2.1、开发现状
区块共有油井330口，开井229口。日产油226t/d，日产液2712t/d， 平均单井（开井）日产油0.99t/d，单井日产液11.8t/d，综合含水91.6%，累积采油525.6×104t，累积采水1372.1×104t，累积注汽983.5×104t，采出程度33.4%。
2.2、开发形势
锦90块开发历程大致经历了3个阶段：（1）、1986-1992年前面蒸汽吞吐开发阶段；（2）、1992-2000年加密调整阶段，产量呈逐年上升趋势，主要原因1992年以后是对油藏进行了整体部署，通过加密调整与完善井网相结合，有效地实现了产能接替，2000年实现年产油44.3×104t的最高峰。（3）、2001年以后的的综合治理阶段，期间产量呈递减趋势，主要是因为2001年以后只能在局部空白区再次加密少数油井，由于地层压力低，新井效果不理想，年产油仍呈下降趋势。
2.3、开发存在的问题
2.3.1、油井吞吐轮次高，压力水平低，吞吐效果变差
2.3.2、油层纵向上储量动用程度不均匀
2.3.3、油井水淹严重，油水关系日益复杂，治水难度大
2.3.4、油井井况差，严重影响挖潜措施的实施
2.3.5、水驱后期效果明显变差
3、开展油藏精細描述，搞清于楼油层剩余油分布
锦90块进入开发中后期，油藏动用程度逐渐提高，剩余油分布隐蔽性强，呈高度零散化。根据断块开发所面临的形势及存在的问题，要稳定区块的产量，摸清油层剩余油分布是油藏综合治理的关键。加上兴隆台油层采出程度较高，而且受混相驱井网控制，于楼油层的潜力无法得到发挥。
对此，我们通过开展油藏精细描述，充分利用各种动静态资料，对锦90块于楼油层进行综合研究，仔细分析了油藏在平面上和纵向上的剩余油分布及相应潜力点。
3.1、平面上剩余油分布研究
断块局部地区构造位置高，油层发育厚度大，含油井段长、井距大。投产初期于楼油层东部由于边水能量强，造成边水指进使油井水淹，在井间形成滞油区；另外由于油水的重力分异作用造成油水重新分布，形成局部剩余油潛力区；另外借鉴锦45块于楼油层蒸汽吞吐加热半径、泄油半径及井网密度的研究，认为锦90块于楼油层的加热半径不超过40米，泄油半径50米左右，因此在区块井网密度小的局部地区井间存在一定的死油区。
从开采的于楼油层井网来看，因为非混相驱井网影响，部分区域井网不够完善，存在一定的空白区。
3.2、纵向上剩余油潜力研究
油井纵向上由于受油井开发方式、层间非均质性和构造位置的影响，不同程度的存在着未动用层和动用效果差层。通过吸汽剖面、产液剖面、碳氧比等多项测试资料分析，锦90块于楼油层组纵向上油层动用好的油层厚度占54.7%，动用差的油层厚度占21.8%，动用程度76.5%，未动用的油层厚度占23.5%。因此这些未动用层、动用效果差层和弱水淹油层就成为挖掘剩余油的主要方向。
3.3、下部主要潜力方向
我们通过研究，找出几个主要的潜力方向
（1）、东北部由于井网密度小，单井控制储量大，剩余油相对比较富集，水淹较弱，是挖潜主要地带。
（2）、南部断层区域以及东部断层结合部的死油区，都是下步工作的潜力点。
（3）利用非混相驱井网内的低效油井，调层挖掘纵向剩余油潜力。
4、制定合理的挖潜方案，实现区块稳产
4.1 规划兴1油层组注采井网，同井点多余油井实施上调措施
在强化评价水驱效果的基础上，重新规划13口注水井的注采井网累计实施调整40井次，增产原油4.8607×104t，实现了油藏的滚动开发，提高了区块的采油速度，不仅增加了原油的产量，还进一步了解了区块的潜力点。
4.2利用动态监测资料，于楼油层挖潜见成效
动态监测系统能有助于认识油藏动态变化。我们通过环空产液剖面、中子寿命和吸汽剖面测试准确地认识了出水层位，有效地实现了增产。
4.3降低开采厚度，减少层间矛盾
统计整个区块于1油层开采厚度19.0米，但也不是全部油层都能发挥增油作用，因此在实施过程中我们精细研究，对上调油井的剩余油层潜力认识清楚，避开水淹层，将层间干扰程度降低。
4.4替换同一井点停产井，提高油井利用率
替换同一井点因井况问题停产的油井，提高油井利用率，同时能有选择的拟定射孔层段，避开水淹层位，实现增油。
4.5、利用“堵水补层”措施，挖掘纵向剩余油潜力
对于油层水淹或井况差导致低产低效的油井，我们采用“堵水补层”措施来提高储量纵向动用程度。
5、经济效益评价
采用各种不同的挖潜措施累计实施42井次，见到了较好的增油效果，截至年累计增产原油0.8569万吨，创效575.5万元
6、结论
针对区块开发问题，精细油藏地质研究，能够对油层剩余油分布、水淹状况和储量动用程度有一定认识。借鉴区块内各种监测资料，结合生产井的生产资料，对区块实施综合治理配套技术，能够使区块递减得到有效控制，从而提高区块的产能和油井利用率。
参考文献：
[1] 时庚戌，等.辽河油田开发实例[M].北京：石油工业出版社，1994：124～128.
[2] 蔺玉秋，等.边底水稠油油藏水侵规律研究[M].北京：石油工业出版社，2004：242～246.
关键词：稠油 蒸汽吞吐 精细描述 配套措施
1、油藏基本概况
锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡内侧带东南端，在欢喜岭油田单斜构造带上第二段阶带（中下台阶）。开发目的层是下第三系S1+2段的于楼油层和兴隆台油层，含油面积1.7Km2，石油地质储量1574×104t。1985年以蒸汽吞吐的方式投入开发，分于1、于2和兴1、兴2四套油层。已经开采30多年，区块处于蒸汽吞吐开发的后期，平均地层压力2. 7MPa。
2、开发形势和存在问题
2.1、开发现状
区块共有油井330口，开井229口。日产油226t/d，日产液2712t/d， 平均单井（开井）日产油0.99t/d，单井日产液11.8t/d，综合含水91.6%，累积采油525.6×104t，累积采水1372.1×104t，累积注汽983.5×104t，采出程度33.4%。
2.2、开发形势
锦90块开发历程大致经历了3个阶段：（1）、1986-1992年前面蒸汽吞吐开发阶段；（2）、1992-2000年加密调整阶段，产量呈逐年上升趋势，主要原因1992年以后是对油藏进行了整体部署，通过加密调整与完善井网相结合，有效地实现了产能接替，2000年实现年产油44.3×104t的最高峰。（3）、2001年以后的的综合治理阶段，期间产量呈递减趋势，主要是因为2001年以后只能在局部空白区再次加密少数油井，由于地层压力低，新井效果不理想，年产油仍呈下降趋势。
2.3、开发存在的问题
2.3.1、油井吞吐轮次高，压力水平低，吞吐效果变差
2.3.2、油层纵向上储量动用程度不均匀
2.3.3、油井水淹严重，油水关系日益复杂，治水难度大
2.3.4、油井井况差，严重影响挖潜措施的实施
2.3.5、水驱后期效果明显变差
3、开展油藏精細描述，搞清于楼油层剩余油分布
锦90块进入开发中后期，油藏动用程度逐渐提高，剩余油分布隐蔽性强，呈高度零散化。根据断块开发所面临的形势及存在的问题，要稳定区块的产量，摸清油层剩余油分布是油藏综合治理的关键。加上兴隆台油层采出程度较高，而且受混相驱井网控制，于楼油层的潜力无法得到发挥。
对此，我们通过开展油藏精细描述，充分利用各种动静态资料，对锦90块于楼油层进行综合研究，仔细分析了油藏在平面上和纵向上的剩余油分布及相应潜力点。
3.1、平面上剩余油分布研究
断块局部地区构造位置高，油层发育厚度大，含油井段长、井距大。投产初期于楼油层东部由于边水能量强，造成边水指进使油井水淹，在井间形成滞油区；另外由于油水的重力分异作用造成油水重新分布，形成局部剩余油潛力区；另外借鉴锦45块于楼油层蒸汽吞吐加热半径、泄油半径及井网密度的研究，认为锦90块于楼油层的加热半径不超过40米，泄油半径50米左右，因此在区块井网密度小的局部地区井间存在一定的死油区。
从开采的于楼油层井网来看，因为非混相驱井网影响，部分区域井网不够完善，存在一定的空白区。
3.2、纵向上剩余油潜力研究
油井纵向上由于受油井开发方式、层间非均质性和构造位置的影响，不同程度的存在着未动用层和动用效果差层。通过吸汽剖面、产液剖面、碳氧比等多项测试资料分析，锦90块于楼油层组纵向上油层动用好的油层厚度占54.7%，动用差的油层厚度占21.8%，动用程度76.5%，未动用的油层厚度占23.5%。因此这些未动用层、动用效果差层和弱水淹油层就成为挖掘剩余油的主要方向。
3.3、下部主要潜力方向
我们通过研究，找出几个主要的潜力方向
（1）、东北部由于井网密度小，单井控制储量大，剩余油相对比较富集，水淹较弱，是挖潜主要地带。
（2）、南部断层区域以及东部断层结合部的死油区，都是下步工作的潜力点。
（3）利用非混相驱井网内的低效油井，调层挖掘纵向剩余油潜力。
4、制定合理的挖潜方案，实现区块稳产
4.1 规划兴1油层组注采井网，同井点多余油井实施上调措施
在强化评价水驱效果的基础上，重新规划13口注水井的注采井网累计实施调整40井次，增产原油4.8607×104t，实现了油藏的滚动开发，提高了区块的采油速度，不仅增加了原油的产量，还进一步了解了区块的潜力点。
4.2利用动态监测资料，于楼油层挖潜见成效
动态监测系统能有助于认识油藏动态变化。我们通过环空产液剖面、中子寿命和吸汽剖面测试准确地认识了出水层位，有效地实现了增产。
4.3降低开采厚度，减少层间矛盾
统计整个区块于1油层开采厚度19.0米，但也不是全部油层都能发挥增油作用，因此在实施过程中我们精细研究，对上调油井的剩余油层潜力认识清楚，避开水淹层，将层间干扰程度降低。
4.4替换同一井点停产井，提高油井利用率
替换同一井点因井况问题停产的油井，提高油井利用率，同时能有选择的拟定射孔层段，避开水淹层位，实现增油。
4.5、利用“堵水补层”措施，挖掘纵向剩余油潜力
对于油层水淹或井况差导致低产低效的油井，我们采用“堵水补层”措施来提高储量纵向动用程度。
5、经济效益评价
采用各种不同的挖潜措施累计实施42井次，见到了较好的增油效果，截至年累计增产原油0.8569万吨，创效575.5万元
6、结论
针对区块开发问题，精细油藏地质研究，能够对油层剩余油分布、水淹状况和储量动用程度有一定认识。借鉴区块内各种监测资料，结合生产井的生产资料，对区块实施综合治理配套技术，能够使区块递减得到有效控制，从而提高区块的产能和油井利用率。
参考文献：
[1] 时庚戌，等.辽河油田开发实例[M].北京：石油工业出版社，1994：124～128.
[2] 蔺玉秋，等.边底水稠油油藏水侵规律研究[M].北京：石油工业出版社，2004：242～246.