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中图分类号：TF046.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）17-590-02
1、前言
针对高18块油层平面上直井注水水窜严重，纵向上储量动用程度低及动用不均的问题，2012年确定进行二次开发。在精细地质研究，重新构建地下认识体系的基础上，结合生产动态的资料，最终对油藏进行综合评价，同时深化技术研究，加强二次开发潜力分析，优化二次开发部署研究与试验。
2、区块概况
高18断块位于高升油田西南部，高二三区断鼻构造的南翼。油层埋深1500～1815m，探明含油面积3.69km2，石油地质储量1242.4×104t，开发目的层为下第三系沙河街组莲花油层。区块为块状底水砂岩构造油藏。纵向上莲花油层8个砂岩组分别为：I- IV砂岩组为薄互层纯油藏；V砂岩组为边水油藏，油水界面- 1715m；VI砂岩组为边水油藏，油水界面- 1765m；VII砂岩组为底水油藏，油层主要分布在西北角，其余皆为水层，油水界面在- 1815m；VIII砂岩组为大段水层，其中莲花油层V砂体为主力油层。
3、二次开发潜力研究
3.1油藏地质特征再认识
3.1.1构造研究
本次构造解释从最初的制作合成地震记录标定层位开始做起，结合工区的构造特点及地质、开发研究的认识，对本次研究目的层段进行了解释。重点落实了工区内主要断层的发育情况，为下一步地质研究工作及储量计算提供了构造上的依据。
3.1.2 沉积储层特征
高18块莲花油层下部和上部沉积模式不同，下部V- VIII砂组砂体厚度大，多为块状，岩性以含砾砂岩及砾岩为主，分异中等，为同沉积断层强烈活动的凹槽型水下扇沉积。而上部I- IV砂组砂体的结构与下部有明显差别，砂层较薄，粒度也相对较细，并含有少量牵引流沉积构造，反映是一种缓坡型水下扇的特点，它是由于下部V- VIII砂组的快速堆积，而使水底古地貌相对变缓后的结果。高18块莲花油层沉积主要集中在主沟道附近。下部V- VIII砂岩组主沟道相带较为发育，范围较广，上部II- IV砂岩组主沟道沉积萎缩，分布范围较小，至I砂岩组沉积时期主沟道不发育，仅见沟道间沉积砂体。
3.1.3 流体性质
根据15口井原油分析结果统计，高18块原油密度一般为0.925～0.947g/cm3，平均为0.935g/cm3；50oC原油粘度一般224～3113.74mPa.s，平均为1137.43mPa.s；凝固点在- 15～7oC，平均为- 1oC；含蜡量在3.28～4.97%之间，平均为4.1%；胶质+沥青质含量在32.77～48.66%之间，平均为43.18%。水分析结果表明，高18块地层水属NaHCO3型，总矿化度在7000～11000mg/L之间，平均为9101mg/L。
3.1.4 地层压力及油藏类型
根据压力测试数据绘制的区块压力曲线图可以看出，高18块原始地层压力16.1MPa，转注前地层压力7.8MPa，目前地层压力10.1～13.8Mpa。
高18块为块状底水砂岩构造油藏。纵向上莲花油层8个砂岩组分别为：I- IV砂岩组为薄互层纯油藏；V砂岩组为边水油藏，油水界面- 1715m；VI砂岩组为边水油藏，油水界面- 1765m；VII砂巖组为底水油藏，油层主要分布在西北角，其余皆为水层，油水界面在- 1815m；VIII砂岩组为大段水层。
3.1.5 储量复算
截至2012年9月，高18块累产油60.7466×104t，累产水34.92×104m3/d，按照目前计算的地质储量851.4595×104t，L1- 4采出程度2.7%，L5采出程度11.8%，高18块还有巨大的潜力。
3.2 吞吐效果评价
3.2.1 5砂体蒸汽吞吐研究
高2- 3- 031井是位于主体部位东北方向的一口井，于1989年实施蒸汽吞吐，注水前，第一周期注汽量2417方，周期天数283天，周期产油4147t，油汽比1.71；第二周期油汽比1.33；第三周期，油汽比0.79，产量周期递减。该井在注水阶段，未受效，注水后实施蒸汽吞吐，注汽量1653方，周期产油950t，油汽比0.57，效果不明显。两口井对比可见注水受效情况，影响后期蒸汽吞吐效果。
3.2.2 1- 4砂体蒸汽吞吐研究
以高2- 4-更3为例，高2- 4-更3井2008年3月对1- 2砂体进行压裂，20.1m/11层，初期日产液18t，日产油12t（吞吐前日产液2.4t，日产油1.4t，阶段产油1585t）；2008年12月实施首轮蒸汽吞吐，初期日产液12t，日产油7t，周期产油1244t，周期增油386t；2012年2月第二轮蒸汽吞吐，初期日产液12t，日产油8.5t，目前周期产油721t，增产效果明显。
3.3 注水开发效果分析
3.3.1 区块全面受效，产量回升
高18块于1992年转入注水开发，形成比较完善注采井网区块产量稳定时，油井总数12口，注水井总数6口。注入水主要向储层物性好、油层厚度大的中部区域推进。油井普遍见到注水效果，见效时间一般为5- 7个月，表现为底水锥进现象得到平复，含水上升较慢，见效后，区块产量稳中有升，平均日产油52t，采油速度0.23%。L5平均单井日产油由4.2t上升至8.5t，含水稳定在38%左右，之后一直处于稳产状态，稳产期近5年；1997年9月因井下事故个别水井停注后，区块注采平衡被打破，出现单向水窜现象，平均单井日产油逐渐下降，年递减率6.7%左右，和常规开采阶段相比，年递减率下降14%。
3.3.2 油井受效特征与井距有关
油井高2- 3- 021与注水井高18 井距为176m，高18井1992年9月注水，高2- 3- 021井1992年11月见到注水效果，初期日产油由3.7t上升至6.4t，最高时达到11.3t，含水20%左右；1995年11月高18井因井下落物停注，新高18井2000年12月注水，井距216m，高2- 3- 021井产量保持稳定，日产油7t左右。 从目前的注采井网来看，采油速度低，在0.5%以下，高18块储层和原油物性参数与高246块相似，鉴于高246块150m井网注水发生暴性水淹，高18块加密为150m注采井网风险大。从整个区块注采关系及注水效果来看，主体部位注采井距180m- 200m合适，而边部区域由于储层物性差，注采井距可适当减小，150m- 180m为宜。
3.3.3 注采井网不完善影响注采效果
受井网影响，区块注采井网平衡被打破，区块含水整体上升，其中1997年9 月由于高2- 3- 3、高2- 3- 1井因井下事故停注后，區块注采平衡被打破，高2- 2- 2井注入水向高2- 2- 021、高2- 2- 011方向突进，含水从37%逐步上升66%，日产油逐渐下降。
3.3.4 地层压力及采收率得到提升
注水开发实施后，从测压曲线图可以看出，地层压力得到恢复，1992年11月莲花油层Ⅴ砂体（L5）油井普遍见到注水效果，日产油由25.7t上升至60.4t，若区块不进行注水开发，按年递减率5.6%测算，预计L5累积采油量24.7×104t，采收率为8.26%；区块实施注水开发后，平均日产油稳定在45t左右，截至目前L5累积采油量43.3×104t，采出程度为14.48%，相比蒸汽吞吐，注水开发提高区块采收率6%以上。
4 结论及建议
4.1结论
1、精细地质研究是二次开发的基础；积极开展潜力分析是二次开发的前提；精心设计、优化部署是实现二次开发的保障；
2、高18块采出程度低，其中L1- 4砂体采出程（下转第591页）
（上接第590页）度为2.9﹪，L5采出程度为12.3﹪，高18还有潜力待开发；
3、莲花油层5砂体注水前期井网相对完善时，直井井网在180m左右取得较好的效果，采收率得到提高；莲花油层4砂体受储层物性，非热采完井导致井控差，常规注汽效果差，压裂高压注汽可起到明显的效果。
4.2 建议
1、以莲花油层为目的层，分区域、按注水和蒸汽吞吐两种开发方式进行开发井网部署。
2、主体部位以180- 200米井距进行注采井网设计，内部对应注水，边部采用底部注水，补充地层能量，提高采收率；断块东部以热采直井网为主，采用压裂改造、高压注汽等方式，利用大斜度井提高油井储量控制程度，改善东部油层动用状况。
3、主体部位直井部署在油层厚度大于20m，单控储量大于8万吨区域；断块东部大斜度井部署在油层厚度大于25m，单控制储量大于10万吨区域：
4.3 产能预测
区块主体部位莲花油层Ⅴ砂体油井初期平均日产油20t，基本无水，目前主体部位地层压力系数0.7，油井平均含水在55%左右，因此本次主体部位新井配产为6t/d。
统计断块东部15口油井，投产井初期平均日产油为6.4t，新井配产5t/d。
根据高18块油藏特点及产能状况，断块主体部位，油井设计配产6t/d，断块边部配产5t/d，前3年产量不递减，从第4年以10%递减，预测8年，指标如下：其主体部位单井产油量10920吨，断块边部单井产油量9352吨。
1、前言
针对高18块油层平面上直井注水水窜严重，纵向上储量动用程度低及动用不均的问题，2012年确定进行二次开发。在精细地质研究，重新构建地下认识体系的基础上，结合生产动态的资料，最终对油藏进行综合评价，同时深化技术研究，加强二次开发潜力分析，优化二次开发部署研究与试验。
2、区块概况
高18断块位于高升油田西南部，高二三区断鼻构造的南翼。油层埋深1500～1815m，探明含油面积3.69km2，石油地质储量1242.4×104t，开发目的层为下第三系沙河街组莲花油层。区块为块状底水砂岩构造油藏。纵向上莲花油层8个砂岩组分别为：I- IV砂岩组为薄互层纯油藏；V砂岩组为边水油藏，油水界面- 1715m；VI砂岩组为边水油藏，油水界面- 1765m；VII砂岩组为底水油藏，油层主要分布在西北角，其余皆为水层，油水界面在- 1815m；VIII砂岩组为大段水层，其中莲花油层V砂体为主力油层。
3、二次开发潜力研究
3.1油藏地质特征再认识
3.1.1构造研究
本次构造解释从最初的制作合成地震记录标定层位开始做起，结合工区的构造特点及地质、开发研究的认识，对本次研究目的层段进行了解释。重点落实了工区内主要断层的发育情况，为下一步地质研究工作及储量计算提供了构造上的依据。
3.1.2 沉积储层特征
高18块莲花油层下部和上部沉积模式不同，下部V- VIII砂组砂体厚度大，多为块状，岩性以含砾砂岩及砾岩为主，分异中等，为同沉积断层强烈活动的凹槽型水下扇沉积。而上部I- IV砂组砂体的结构与下部有明显差别，砂层较薄，粒度也相对较细，并含有少量牵引流沉积构造，反映是一种缓坡型水下扇的特点，它是由于下部V- VIII砂组的快速堆积，而使水底古地貌相对变缓后的结果。高18块莲花油层沉积主要集中在主沟道附近。下部V- VIII砂岩组主沟道相带较为发育，范围较广，上部II- IV砂岩组主沟道沉积萎缩，分布范围较小，至I砂岩组沉积时期主沟道不发育，仅见沟道间沉积砂体。
3.1.3 流体性质
根据15口井原油分析结果统计，高18块原油密度一般为0.925～0.947g/cm3，平均为0.935g/cm3；50oC原油粘度一般224～3113.74mPa.s，平均为1137.43mPa.s；凝固点在- 15～7oC，平均为- 1oC；含蜡量在3.28～4.97%之间，平均为4.1%；胶质+沥青质含量在32.77～48.66%之间，平均为43.18%。水分析结果表明，高18块地层水属NaHCO3型，总矿化度在7000～11000mg/L之间，平均为9101mg/L。
3.1.4 地层压力及油藏类型
根据压力测试数据绘制的区块压力曲线图可以看出，高18块原始地层压力16.1MPa，转注前地层压力7.8MPa，目前地层压力10.1～13.8Mpa。
高18块为块状底水砂岩构造油藏。纵向上莲花油层8个砂岩组分别为：I- IV砂岩组为薄互层纯油藏；V砂岩组为边水油藏，油水界面- 1715m；VI砂岩组为边水油藏，油水界面- 1765m；VII砂巖组为底水油藏，油层主要分布在西北角，其余皆为水层，油水界面在- 1815m；VIII砂岩组为大段水层。
3.1.5 储量复算
截至2012年9月，高18块累产油60.7466×104t，累产水34.92×104m3/d，按照目前计算的地质储量851.4595×104t，L1- 4采出程度2.7%，L5采出程度11.8%，高18块还有巨大的潜力。
3.2 吞吐效果评价
3.2.1 5砂体蒸汽吞吐研究
高2- 3- 031井是位于主体部位东北方向的一口井，于1989年实施蒸汽吞吐，注水前，第一周期注汽量2417方，周期天数283天，周期产油4147t，油汽比1.71；第二周期油汽比1.33；第三周期，油汽比0.79，产量周期递减。该井在注水阶段，未受效，注水后实施蒸汽吞吐，注汽量1653方，周期产油950t，油汽比0.57，效果不明显。两口井对比可见注水受效情况，影响后期蒸汽吞吐效果。
3.2.2 1- 4砂体蒸汽吞吐研究
以高2- 4-更3为例，高2- 4-更3井2008年3月对1- 2砂体进行压裂，20.1m/11层，初期日产液18t，日产油12t（吞吐前日产液2.4t，日产油1.4t，阶段产油1585t）；2008年12月实施首轮蒸汽吞吐，初期日产液12t，日产油7t，周期产油1244t，周期增油386t；2012年2月第二轮蒸汽吞吐，初期日产液12t，日产油8.5t，目前周期产油721t，增产效果明显。
3.3 注水开发效果分析
3.3.1 区块全面受效，产量回升
高18块于1992年转入注水开发，形成比较完善注采井网区块产量稳定时，油井总数12口，注水井总数6口。注入水主要向储层物性好、油层厚度大的中部区域推进。油井普遍见到注水效果，见效时间一般为5- 7个月，表现为底水锥进现象得到平复，含水上升较慢，见效后，区块产量稳中有升，平均日产油52t，采油速度0.23%。L5平均单井日产油由4.2t上升至8.5t，含水稳定在38%左右，之后一直处于稳产状态，稳产期近5年；1997年9月因井下事故个别水井停注后，区块注采平衡被打破，出现单向水窜现象，平均单井日产油逐渐下降，年递减率6.7%左右，和常规开采阶段相比，年递减率下降14%。
3.3.2 油井受效特征与井距有关
油井高2- 3- 021与注水井高18 井距为176m，高18井1992年9月注水，高2- 3- 021井1992年11月见到注水效果，初期日产油由3.7t上升至6.4t，最高时达到11.3t，含水20%左右；1995年11月高18井因井下落物停注，新高18井2000年12月注水，井距216m，高2- 3- 021井产量保持稳定，日产油7t左右。 从目前的注采井网来看，采油速度低，在0.5%以下，高18块储层和原油物性参数与高246块相似，鉴于高246块150m井网注水发生暴性水淹，高18块加密为150m注采井网风险大。从整个区块注采关系及注水效果来看，主体部位注采井距180m- 200m合适，而边部区域由于储层物性差，注采井距可适当减小，150m- 180m为宜。
3.3.3 注采井网不完善影响注采效果
受井网影响，区块注采井网平衡被打破，区块含水整体上升，其中1997年9 月由于高2- 3- 3、高2- 3- 1井因井下事故停注后，區块注采平衡被打破，高2- 2- 2井注入水向高2- 2- 021、高2- 2- 011方向突进，含水从37%逐步上升66%，日产油逐渐下降。
3.3.4 地层压力及采收率得到提升
注水开发实施后，从测压曲线图可以看出，地层压力得到恢复，1992年11月莲花油层Ⅴ砂体（L5）油井普遍见到注水效果，日产油由25.7t上升至60.4t，若区块不进行注水开发，按年递减率5.6%测算，预计L5累积采油量24.7×104t，采收率为8.26%；区块实施注水开发后，平均日产油稳定在45t左右，截至目前L5累积采油量43.3×104t，采出程度为14.48%，相比蒸汽吞吐，注水开发提高区块采收率6%以上。
4 结论及建议
4.1结论
1、精细地质研究是二次开发的基础；积极开展潜力分析是二次开发的前提；精心设计、优化部署是实现二次开发的保障；
2、高18块采出程度低，其中L1- 4砂体采出程（下转第591页）
（上接第590页）度为2.9﹪，L5采出程度为12.3﹪，高18还有潜力待开发；
3、莲花油层5砂体注水前期井网相对完善时，直井井网在180m左右取得较好的效果，采收率得到提高；莲花油层4砂体受储层物性，非热采完井导致井控差，常规注汽效果差，压裂高压注汽可起到明显的效果。
4.2 建议
1、以莲花油层为目的层，分区域、按注水和蒸汽吞吐两种开发方式进行开发井网部署。
2、主体部位以180- 200米井距进行注采井网设计，内部对应注水，边部采用底部注水，补充地层能量，提高采收率；断块东部以热采直井网为主，采用压裂改造、高压注汽等方式，利用大斜度井提高油井储量控制程度，改善东部油层动用状况。
3、主体部位直井部署在油层厚度大于20m，单控储量大于8万吨区域；断块东部大斜度井部署在油层厚度大于25m，单控制储量大于10万吨区域：
4.3 产能预测
区块主体部位莲花油层Ⅴ砂体油井初期平均日产油20t，基本无水，目前主体部位地层压力系数0.7，油井平均含水在55%左右，因此本次主体部位新井配产为6t/d。
统计断块东部15口油井，投产井初期平均日产油为6.4t，新井配产5t/d。
根据高18块油藏特点及产能状况，断块主体部位，油井设计配产6t/d，断块边部配产5t/d，前3年产量不递减，从第4年以10%递减，预测8年，指标如下：其主体部位单井产油量10920吨，断块边部单井产油量9352吨。