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摘 要：牛心坨油田构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷北部，主要开发目的层为下第三系沙四段牛心坨油层。开发过程中主要存在三方面的问题，针对该问题，项目开展了地质特征再认识、测井二次解释、剩余油分布规律研究、小井距注采井网适应性研究、合理开发方式研究。最终，研究得出了两条重要的井位部署原则。
关键词：井位部署;测井二次解释;剩余油分布规律;小井距
1 地质及开发概况
牛心坨油层纵向上共分为7套砂体，但各砂体平面分布具有一定差异，其中N1-3砂体全区分布，N4-5砂体主要分布在区块中部，N6-7砂体主要分布在区块西部，呈现由东至西砂体发育逐步齐全，地层厚度加大趋势。
牛心坨油层于1988年投入开发，按开发方式可分为：天然能量开采、注水开发两个阶段。
2 存在的问题
2.1主体部位上层系小井距注水见到一定效果，但井网不完善
牛心坨油层自2010年开始实施小井距注水，牛心坨油层主体部位共有油井45口，开井38口，见效井28口，见效井比例62.2%，日产油78.1t，综合含水82.8%，采油速度0.51%，开发指标较好。
2.2东部难采砂岩区直井开发效果差
牛心坨油层难采砂岩区有油井18口，开井14口（捞油井7口），见效井2口，见效比例11%，日产油9.6t，综合含水59.4%，采油速度0.17%，直井开发效果较差。
2.3西部灰岩区产能未得到有效发挥
牛心坨油层灰岩区曾生产油井22口，有8口井见到明显受效反应，见效井比例36.3%，目前有油井16口，开井11口，日产油11.6t，综合含水86.8%，采油速度0.19%，产能未得到有效发挥。
3 油藏地质特征再认识
3.1地震地质层位标定
精细的地震层位标定是联系地震与地质的桥梁，本次研究利用2口井VSP测井和6口井地震合成记录对区块不同区域的地震剖面进行了准确的层位标定，为构造精细解释提供了可靠依据。
3.2构造精细解释
此项目展开了4个层位的构造解释，完成了3张构造图。新构造与原构造比较，整体构造形态变化不大，细化了构造线形态，将原构造图的100m细化至10m，新编图中的 1、2、3、8、10、11号断层位置与部署图中对应的断层位置基本一致，增加12号断层。
3.3隔层分布特征
本次研究对牛心坨油层全区146口井的隔层厚度进行了统计，并绘制了牛心坨油层N1-2、N2-3、N3-4的隔层厚度分布图。可见，牛心坨油层整体上各砂体间隔层发育均不稳定。
4测井二次解释
4.1建立油层划分标准
本次研究选取了砂岩区的4口典型井，通过绘制4口典型井的RT-AC交汇图发现，砂岩区油层的划分标准为：RT>80Ω·m，AC>200us/m。然后，根據该油层划分标准，对砂岩区油井的油层进行了重新解释。
在综合分析、总结牛心坨油层西部灰岩区的试油、生产资料后，研究决定通过RT、AC同产油量的关系，以单井累产油1500t以上为油层的判别标准。通过灰岩区21口典型井的产量-时差、产量-电阻率分布图发现，灰岩区油层的划分标准为：RT>50Ω·m，AC>190 us/m。
4.2储量复算
本次研究采用容积法分别对牛心坨油层Ⅰ-Ⅲ砂体砂岩区和灰岩区的储量进行了复算。最终，牛心坨油层Ⅰ-Ⅲ砂体复算含油面积为9.21km2，石油地质储量为1058×104t。
5剩余油分布规律研究
从平面上看，1-3砂体剩余油饱和度高的地区面积相对较大，但较分散。从纵向上看，受储层物性、采出程度及注水影响，N1砂岩组含油饱和度较高，N2次之，N3含油饱和度低。从沉积相上看，槽滩及辫流砂岛含油饱和度较高。受断层边角地带影响，水驱不到的地区，剩余油饱和度高。
6小井距注采井网适应性研究
6.1主体部位探索实施小井距注水见到一定效果
平面上，主体部位注采系统进一步完善，水驱储量明显提高，注水利用率有所提高。主体部位注采井网已基本完善，井网控制能力显著增强。纵向上，主体部位注水层间、层内矛盾明显减小。
6.2砂岩区东部小井距注水外扩效果不理想
砂岩区东部注水见效比例低。目前砂岩区东部有油井18口，开井14口，注水井4口，开井2口，见效油井2口，见效井比例11%，处于较低的水平。
6.3灰岩区注水单向见效明显，产能差异大
灰岩区注水单向见效明显。灰岩区曾生产井22口，有8口井见到明显受效反应，见效井比例36.3%。灰岩区注水井见效方向基本为单向。灰岩区平面上产能差异大。
7合理开发方式研究
7.1常规压裂是改善主体部位直井开发效果的有效手段
牛心坨油层整体物性较差，为低孔、低渗储层，需要压裂改造才能获得较好产能。
通过分析牛心坨油层主体部位30口油井的压裂增油效果发现，压裂可以有效改善储层渗流条件，有效动用主体部位储层。
7.2体积压裂是改善水平井开发效果的有效手段
牛心坨油层西部灰岩与雷家沙四致密灰岩储层相似，东部砂岩与陈家洼陷沙四角砾岩物性相似，均具有低孔低渗特点。雷家沙四段致密灰岩储层水平井体积压裂已取得较好效果，具有良好的借鉴意义。
8井位部署研究
根据牛心坨油层上层系的油藏特征和开发效果，本次研究制定了牛心坨油层上层系的井位部署原则。具体原则如下：
（1）以N1-3砂体为主要目的层，在储层和产能均较为落实的砂岩区主体部位完善150m小井距直井注采井网，新井采用常规压裂的方式投产;
（2）以N1-3砂体为主要目的层，在动用较差的东部砂岩及西部灰岩油层厚度较大、剩余油富集部位，利用水平井技术分层部署、先期试验、分批实施，水平井方向尽量平行于构造线，排距不低于200m、纵向距离不低于50m，采用体积压裂方式投产，提高区块东部砂岩区和西部灰岩区的开发效果。
参考文献：
[1]张文美.牛心坨油层中高含水期综合治理技术研究[J].内蒙古石油化工，2011（08）.
[2]孙贺.牛心坨潜山油藏水平井二次开发的探索与思考[J].化学工程与装备，2010（11）.
[3]陈宏刚.低渗透油藏注水开发研究及预测[J].石化技术，2016（08）.
作者简介：王远红，男，1988年8月出生于山东省泰安市，汉族，工程师，2011年毕业于西安石油大学石油工程专业，现于中油辽河油田公司高升采油厂从事油藏开发管理工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010
关键词：井位部署;测井二次解释;剩余油分布规律;小井距
1 地质及开发概况
牛心坨油层纵向上共分为7套砂体，但各砂体平面分布具有一定差异，其中N1-3砂体全区分布，N4-5砂体主要分布在区块中部，N6-7砂体主要分布在区块西部，呈现由东至西砂体发育逐步齐全，地层厚度加大趋势。
牛心坨油层于1988年投入开发，按开发方式可分为：天然能量开采、注水开发两个阶段。
2 存在的问题
2.1主体部位上层系小井距注水见到一定效果，但井网不完善
牛心坨油层自2010年开始实施小井距注水，牛心坨油层主体部位共有油井45口，开井38口，见效井28口，见效井比例62.2%，日产油78.1t，综合含水82.8%，采油速度0.51%，开发指标较好。
2.2东部难采砂岩区直井开发效果差
牛心坨油层难采砂岩区有油井18口，开井14口（捞油井7口），见效井2口，见效比例11%，日产油9.6t，综合含水59.4%，采油速度0.17%，直井开发效果较差。
2.3西部灰岩区产能未得到有效发挥
牛心坨油层灰岩区曾生产油井22口，有8口井见到明显受效反应，见效井比例36.3%，目前有油井16口，开井11口，日产油11.6t，综合含水86.8%，采油速度0.19%，产能未得到有效发挥。
3 油藏地质特征再认识
3.1地震地质层位标定
精细的地震层位标定是联系地震与地质的桥梁，本次研究利用2口井VSP测井和6口井地震合成记录对区块不同区域的地震剖面进行了准确的层位标定，为构造精细解释提供了可靠依据。
3.2构造精细解释
此项目展开了4个层位的构造解释，完成了3张构造图。新构造与原构造比较，整体构造形态变化不大，细化了构造线形态，将原构造图的100m细化至10m，新编图中的 1、2、3、8、10、11号断层位置与部署图中对应的断层位置基本一致，增加12号断层。
3.3隔层分布特征
本次研究对牛心坨油层全区146口井的隔层厚度进行了统计，并绘制了牛心坨油层N1-2、N2-3、N3-4的隔层厚度分布图。可见，牛心坨油层整体上各砂体间隔层发育均不稳定。
4测井二次解释
4.1建立油层划分标准
本次研究选取了砂岩区的4口典型井，通过绘制4口典型井的RT-AC交汇图发现，砂岩区油层的划分标准为：RT>80Ω·m，AC>200us/m。然后，根據该油层划分标准，对砂岩区油井的油层进行了重新解释。
在综合分析、总结牛心坨油层西部灰岩区的试油、生产资料后，研究决定通过RT、AC同产油量的关系，以单井累产油1500t以上为油层的判别标准。通过灰岩区21口典型井的产量-时差、产量-电阻率分布图发现，灰岩区油层的划分标准为：RT>50Ω·m，AC>190 us/m。
4.2储量复算
本次研究采用容积法分别对牛心坨油层Ⅰ-Ⅲ砂体砂岩区和灰岩区的储量进行了复算。最终，牛心坨油层Ⅰ-Ⅲ砂体复算含油面积为9.21km2，石油地质储量为1058×104t。
5剩余油分布规律研究
从平面上看，1-3砂体剩余油饱和度高的地区面积相对较大，但较分散。从纵向上看，受储层物性、采出程度及注水影响，N1砂岩组含油饱和度较高，N2次之，N3含油饱和度低。从沉积相上看，槽滩及辫流砂岛含油饱和度较高。受断层边角地带影响，水驱不到的地区，剩余油饱和度高。
6小井距注采井网适应性研究
6.1主体部位探索实施小井距注水见到一定效果
平面上，主体部位注采系统进一步完善，水驱储量明显提高，注水利用率有所提高。主体部位注采井网已基本完善，井网控制能力显著增强。纵向上，主体部位注水层间、层内矛盾明显减小。
6.2砂岩区东部小井距注水外扩效果不理想
砂岩区东部注水见效比例低。目前砂岩区东部有油井18口，开井14口，注水井4口，开井2口，见效油井2口，见效井比例11%，处于较低的水平。
6.3灰岩区注水单向见效明显，产能差异大
灰岩区注水单向见效明显。灰岩区曾生产井22口，有8口井见到明显受效反应，见效井比例36.3%。灰岩区注水井见效方向基本为单向。灰岩区平面上产能差异大。
7合理开发方式研究
7.1常规压裂是改善主体部位直井开发效果的有效手段
牛心坨油层整体物性较差，为低孔、低渗储层，需要压裂改造才能获得较好产能。
通过分析牛心坨油层主体部位30口油井的压裂增油效果发现，压裂可以有效改善储层渗流条件，有效动用主体部位储层。
7.2体积压裂是改善水平井开发效果的有效手段
牛心坨油层西部灰岩与雷家沙四致密灰岩储层相似，东部砂岩与陈家洼陷沙四角砾岩物性相似，均具有低孔低渗特点。雷家沙四段致密灰岩储层水平井体积压裂已取得较好效果，具有良好的借鉴意义。
8井位部署研究
根据牛心坨油层上层系的油藏特征和开发效果，本次研究制定了牛心坨油层上层系的井位部署原则。具体原则如下：
（1）以N1-3砂体为主要目的层，在储层和产能均较为落实的砂岩区主体部位完善150m小井距直井注采井网，新井采用常规压裂的方式投产;
（2）以N1-3砂体为主要目的层，在动用较差的东部砂岩及西部灰岩油层厚度较大、剩余油富集部位，利用水平井技术分层部署、先期试验、分批实施，水平井方向尽量平行于构造线，排距不低于200m、纵向距离不低于50m，采用体积压裂方式投产，提高区块东部砂岩区和西部灰岩区的开发效果。
参考文献：
[1]张文美.牛心坨油层中高含水期综合治理技术研究[J].内蒙古石油化工，2011（08）.
[2]孙贺.牛心坨潜山油藏水平井二次开发的探索与思考[J].化学工程与装备，2010（11）.
[3]陈宏刚.低渗透油藏注水开发研究及预测[J].石化技术，2016（08）.
作者简介：王远红，男，1988年8月出生于山东省泰安市，汉族，工程师，2011年毕业于西安石油大学石油工程专业，现于中油辽河油田公司高升采油厂从事油藏开发管理工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010