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【摘 要】兴隆台油田热河台油层属于低渗透油田，储层为浊积相沉积砂体，储层物性极差，开发中暴露出来的矛盾突出，因此必须不断加深油藏认识，结合断块具体特点进行治理调整。主要做法是通过合理油藏注水试验及时将天然能量开发区块转入注水开发，对井网相对完善区块实施综合治理。本文主要针对油藏低渗的特点，在不同开发阶段，实施相应的治理及调整措施，使低渗透热河台油层开发效果明显改善，实现了油田的稳产和高效开发。
【关键词】低渗；注水开发；综合治理
1、油田地质特征及开发简况
兴北沙三上热河台低渗透油层集中分布于兴隆台油田二级背斜构造带北部地区。含油面积5.8km2，油层平均有效厚度为l2.4m，石油地质储量590×104t，可采储量87.8×104t。油藏埋深2050～2300m，地层温度为79.5℃，油藏类型为构造一一岩性油藏。
兴北沙三热河台油层开发40年，长期依靠天然能量开采，采油速度最大0.7%，目前仅为0.04%，一直处于低速低效开发阶段。按产量的变化规律可划分为产量上升阶段和产量递减阶段。上产阶段仅有三年，该阶段处于油田建设期，地饱压差较大(l3.3MPa)，因此开采初期主要依靠弹性能量驱动，同时完钻井均处沉积相带有利、油层较为发育的部位，使得油井投产初期地层压力能保持在饱和压力以上，具有相对较高产能，脱气不严重，综合气油比较低。随着油井的不断投产，地层能量日趋消耗，并且消耗的地层能量未及时得到补充，压力下降较快，造成油层大量脱气。产量下降较快，1978年注水后，由于该套储层物性极差，高压注水困难，以致注入不正常，最终被迫停注，油藏开发40年仍处于天然能量开发。
2、开发效果评价
纵观四十年的开发情况，油藏开发具有两个特点：一是采油指数低，二是自喷期短。 统计兴北沙三热河台油层初期的产油能力结果表明，采油指数最大为10.39t/d.MPa，最小为0.53t/d.MPa，平均为2.59t/d.MPa；比采油指数最大为0.688t/d.MPa.m，最小为0.046t/d.MPa.m，平均只有0.147t/d.MPa.m，采油强度最大为7.28t/d.m，最小为0.48t/d.m，平均为l.308t/d.m。因此，绝大部分油井的产油能力属于特低产能，比采油指数小于0.5t/d.MPa.m，这部分井主要分布在油层薄、储层物性差的部位；该套油层原始地层压力为27.52MPa，饱和压力为14.17MPa，自喷系数为0.5l。曾动用该套油层的33口井中有9口井自喷，占总井数的27%。但自喷期较短，平均只有7个月。
3、油藏综合调整研究
3.1影晌开发效果的主要因素
兴北沙三热河台油层主要依靠天然能量开采己达30多年，仅采出可采储量的40.6%，即为低速低效开发，开发效果较差。影响开发效果的主要原因有如下几点：
3.1.1储层物性差，油井供液能力不足
该套储层为一套浊积相沉积砂体，储层物性极差，平均空气渗透率仅为26×10-3μm2，属于低渗透油藏。储层物性差使连通层位动态不连通，造成油井供油半径小，多数产能仅来自于纵向上油井的油层厚度，这样将油层全部射开生产一段时间后，就会因径向上能量供应不足而使产量大幅度递减，这一点从两口连通井在同一时期所测得静压情况就能很真实地反映出来。
3.1.2压力下降快，地层脱气严重
统计6个断块9口井的原始地层压力，油层中深在1988.6～ 2252.6m之间，原始地层压力最大为29.33MPa，最小为26.62MPa，平均为27.52MPa。压力系数最大为1.39，最小为1.26，平均为1.31。因此，该套油层具有异常高压系统。异常高压的形成是因为储层被一些渗透性极差的岩层遮挡而形成了压力“封闭”，表明存在与正常静水压力系统没有联系的透镜体，这样的油藏一旦打井投入开发，因与周围的能量交换能力弱，使压力下降很快。如兴10-10井，投产前测得原始地层压力28.52MPa(1973年1月4日)，到1975年3月11日测得静压9.83MPa，24个月压力下降了18.69MPa。压力的下降造成该井严重脱气，气油比上升，油套压下降，使原油粘度增加，结蜡更加严重，造成流体流动系数变小，产量很快下降。
3.1.3天然能量不足，产量递减较快，区块开发效果较差
该块自投入开发以来，一直依靠天然能量开采，无边底水，无气顶，从该块试采井试采初期单井情况看，该块油井初期产能较高，但递减较快。截止2010年底该块单采S3段油井3口，日产油30.4t，日产气3450m3，采油速度0.63%,累计采油5.52×104t，累计采气1075×104m3，采出程度3.14%，采出可采储量25.8%，开发效果较差。
3.2综合调整方向
根据兴北S3兴97块两口试注井试注情况结合本区块破裂压力分析，该块应采用高压注水;注采比1.2：1,油井动液面应保持在1000m左右，油层压力恢复到16MPa以上，注水初期单井日注30-40m3/d,后期可根据注采情况动态调整。
3.3水驱采收率预测
应用适合低渗透砂岩水驱油藏经验公式，预测兴北热河台油层的水驱采收率：
①经验公式一：
ER=0.214289(K/u0)0.1315
式中：K—空气绝对渗透率，10-3um2；
u0—原油粘度，mPas。
將各项参数代入，求得水驱采收率为18.34%。
②经验公式二(油气经验公式)：
ER=0.3078-0.0069u0
式中：u0—地层原油粘度，mPas。
适用范围：K<100×10-3um2。
将各项参数代入，求得水驱采收率为18.01%。
两者平均为18.18%，比天然能量标定采收率15.04%高3.14%，提高剩余可采储量24.88×104t。该方案的成功实施将对同类型油藏的开发具有重要的借鉴意义。
4、结论
热河台油层是典型的低渗透油藏，针对开发过程中出现的各种矛盾，不断加深油藏认识，结合各断块的具体特点，及时治理调整，可以实现油田的稳产和高效开发。兴北热河台油藏综合调整方案是利用高压注水的方式来改善油藏开发效果做法是可行的，对断块长期稳产也将起到决定性的作用，除了及早完善注采系统，也应在转注后及时搞好分注和调配水工作细分层系注水的开发方式，减缓油藏平面及纵向矛盾，提高水驱动用程度，为油藏的持续稳产提供可靠保证。
【关键词】低渗；注水开发；综合治理
1、油田地质特征及开发简况
兴北沙三上热河台低渗透油层集中分布于兴隆台油田二级背斜构造带北部地区。含油面积5.8km2，油层平均有效厚度为l2.4m，石油地质储量590×104t，可采储量87.8×104t。油藏埋深2050～2300m，地层温度为79.5℃，油藏类型为构造一一岩性油藏。
兴北沙三热河台油层开发40年，长期依靠天然能量开采，采油速度最大0.7%，目前仅为0.04%，一直处于低速低效开发阶段。按产量的变化规律可划分为产量上升阶段和产量递减阶段。上产阶段仅有三年，该阶段处于油田建设期，地饱压差较大(l3.3MPa)，因此开采初期主要依靠弹性能量驱动，同时完钻井均处沉积相带有利、油层较为发育的部位，使得油井投产初期地层压力能保持在饱和压力以上，具有相对较高产能，脱气不严重，综合气油比较低。随着油井的不断投产，地层能量日趋消耗，并且消耗的地层能量未及时得到补充，压力下降较快，造成油层大量脱气。产量下降较快，1978年注水后，由于该套储层物性极差，高压注水困难，以致注入不正常，最终被迫停注，油藏开发40年仍处于天然能量开发。
2、开发效果评价
纵观四十年的开发情况，油藏开发具有两个特点：一是采油指数低，二是自喷期短。 统计兴北沙三热河台油层初期的产油能力结果表明，采油指数最大为10.39t/d.MPa，最小为0.53t/d.MPa，平均为2.59t/d.MPa；比采油指数最大为0.688t/d.MPa.m，最小为0.046t/d.MPa.m，平均只有0.147t/d.MPa.m，采油强度最大为7.28t/d.m，最小为0.48t/d.m，平均为l.308t/d.m。因此，绝大部分油井的产油能力属于特低产能，比采油指数小于0.5t/d.MPa.m，这部分井主要分布在油层薄、储层物性差的部位；该套油层原始地层压力为27.52MPa，饱和压力为14.17MPa，自喷系数为0.5l。曾动用该套油层的33口井中有9口井自喷，占总井数的27%。但自喷期较短，平均只有7个月。
3、油藏综合调整研究
3.1影晌开发效果的主要因素
兴北沙三热河台油层主要依靠天然能量开采己达30多年，仅采出可采储量的40.6%，即为低速低效开发，开发效果较差。影响开发效果的主要原因有如下几点：
3.1.1储层物性差，油井供液能力不足
该套储层为一套浊积相沉积砂体，储层物性极差，平均空气渗透率仅为26×10-3μm2，属于低渗透油藏。储层物性差使连通层位动态不连通，造成油井供油半径小，多数产能仅来自于纵向上油井的油层厚度，这样将油层全部射开生产一段时间后，就会因径向上能量供应不足而使产量大幅度递减，这一点从两口连通井在同一时期所测得静压情况就能很真实地反映出来。
3.1.2压力下降快，地层脱气严重
统计6个断块9口井的原始地层压力，油层中深在1988.6～ 2252.6m之间，原始地层压力最大为29.33MPa，最小为26.62MPa，平均为27.52MPa。压力系数最大为1.39，最小为1.26，平均为1.31。因此，该套油层具有异常高压系统。异常高压的形成是因为储层被一些渗透性极差的岩层遮挡而形成了压力“封闭”，表明存在与正常静水压力系统没有联系的透镜体，这样的油藏一旦打井投入开发，因与周围的能量交换能力弱，使压力下降很快。如兴10-10井，投产前测得原始地层压力28.52MPa(1973年1月4日)，到1975年3月11日测得静压9.83MPa，24个月压力下降了18.69MPa。压力的下降造成该井严重脱气，气油比上升，油套压下降，使原油粘度增加，结蜡更加严重，造成流体流动系数变小，产量很快下降。
3.1.3天然能量不足，产量递减较快，区块开发效果较差
该块自投入开发以来，一直依靠天然能量开采，无边底水，无气顶，从该块试采井试采初期单井情况看，该块油井初期产能较高，但递减较快。截止2010年底该块单采S3段油井3口，日产油30.4t，日产气3450m3，采油速度0.63%,累计采油5.52×104t，累计采气1075×104m3，采出程度3.14%，采出可采储量25.8%，开发效果较差。
3.2综合调整方向
根据兴北S3兴97块两口试注井试注情况结合本区块破裂压力分析，该块应采用高压注水;注采比1.2：1,油井动液面应保持在1000m左右，油层压力恢复到16MPa以上，注水初期单井日注30-40m3/d,后期可根据注采情况动态调整。
3.3水驱采收率预测
应用适合低渗透砂岩水驱油藏经验公式，预测兴北热河台油层的水驱采收率：
①经验公式一：
ER=0.214289(K/u0)0.1315
式中：K—空气绝对渗透率，10-3um2；
u0—原油粘度，mPas。
將各项参数代入，求得水驱采收率为18.34%。
②经验公式二(油气经验公式)：
ER=0.3078-0.0069u0
式中：u0—地层原油粘度，mPas。
适用范围：K<100×10-3um2。
将各项参数代入，求得水驱采收率为18.01%。
两者平均为18.18%，比天然能量标定采收率15.04%高3.14%，提高剩余可采储量24.88×104t。该方案的成功实施将对同类型油藏的开发具有重要的借鉴意义。
4、结论
热河台油层是典型的低渗透油藏，针对开发过程中出现的各种矛盾，不断加深油藏认识，结合各断块的具体特点，及时治理调整，可以实现油田的稳产和高效开发。兴北热河台油藏综合调整方案是利用高压注水的方式来改善油藏开发效果做法是可行的，对断块长期稳产也将起到决定性的作用，除了及早完善注采系统，也应在转注后及时搞好分注和调配水工作细分层系注水的开发方式，减缓油藏平面及纵向矛盾，提高水驱动用程度，为油藏的持续稳产提供可靠保证。