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摘 要：锦*块自1984年投入开发以开，已连续高效开发近30年，目前处于开发中后期，采出程度已高达35.6%，综合含水达90%，产量逐年递减。而该块平面上已形成83m井网，已无接替储量。在这种严峻的形势下，通过精细地质研究，以地层对比结合三维地震解释结果为研究手段，深入细致分井区研究排查，寻找潜力。最后发现潜力井区---* *井区，通过落实构造重新进行井位部署，累计增油18902t，取得了极好的效果。
关键词：三维地震 开发效果评价 地质研究 井位部署
一、油藏基本情况
**井区位于锦*块东南部22-10断层与锦56断层交汇处，面积0.324km2，地质储量217.87×104t，开发目的层为沙一二段的于楼油层和兴隆台油层，该井区储层物性较好，孔隙度在28.9%-32.4%之间，渗透率0.753-1.121μm3。该区具有两套油水组合，于楼油层油水界面-1020m，兴隆台油层油水界面-1160m，油藏类型属于层状砂岩构造油藏。
1.油层发育特点
**井区于楼油层单井平均有效厚度20.4m/9层，兴隆台油层单井平均有效厚度12.2m/8层，油层产状为中--厚互层状。平均各小层厚度在4.1--7.6m之间，厚度总体分布特征表现为西厚东薄，连通系数为81.3%。
2.构造特点
**井区构造形态总体为西高东低，构造高点在32-281C2井附近。该区发育两条断层22-10断层与锦56断层。2002年部署调整井落实过构造。目前通过我们研究该井区油层发育特点结合动态生产规律，发现锦22-10断层延伸位置有疑问。我们具体通过对该井区近50口井进行精细地层对比，做出油藏剖面图8张，结合井区油井动态生产情况，综合分析进一步确定22-10断层由东北向西南断距在逐渐变小，断层在锦45-26-253井处断距为48m，在27-262井处断距为24m，到029-275井附近消失。为此我们重新作出该井区的构造井位图，也找出了下步调整部署研究的空白区（图1）。
图1 **井区构造井位图
3.沉积相态分析
经过剖面特征、砂体厚度、砂岩粒级、泥岩颜色以及测井曲线形态综合分析认为：井区一带属扇三角洲前缘相带，主要岩性为砂砾岩和砂岩，夹灰色或灰绿色泥岩。该相带岩性变化较大，为扇三角洲砂体发育最好的部分，可进一步划分出水下分流河道和河口砂坝及席状砂等微相。
水下分流河道由砂砾岩和砂岩组成，夹薄层泥岩，发育大型斜层理、交错层理、平行层理。单一层序厚度为0.3—2m，构成下粗上细的正韵律，多层河道叠合砂体可厚达数十米。自然电位曲线多为箱形。
河口砂坝由分选较好的含砾砂岩和砂岩组成，与灰色泥岩构成互层，层理发育，以低角度交错层理和平行层理为主，自然电位曲线呈漏斗—钟形或呈前积指状。
席状砂为分布于河口砂坝外缘的薄层砂体，岩性变细，以砂岩沉积为主，自然电位为指状和齿状。
扇三角洲前缘相与前三角洲相相邻，前三角洲相以深水环境泥岩沉积为主是有利的生油区；扇三角洲前缘相成为有利的储油区。兴隆台油层油源来自构造低部位，主要生油岩为沙四段泥岩。
依据砂体厚度分布、砂岩粒级以及泥岩含量综合分析认为：兴1沉积时期主物源来自北西向，次物源来自北东向，砂体呈南北分带的特征，受构造形态的控制北部砂体沉积较厚，向南渐薄，而受锦*块内较大断层控制在断层下降盘又沉积较厚的砂体。
4、压力特点
**井区压力水平高，压力区间一般在7-9MPa之间。
5、水淹特点
**井区区域周边井目前含水都小于60%，属于低含水区域。
二、开发现状
**井区目前总井32口，开井30口，日产液475t/d，日产油219t/d，综合含水54%，累产油38.5857×104t，累产水57.3966×104t，累注汽63.9962×104t，采油速度3.67%，采出程度20.14%。
三、井位调整部署
井区调整部署以完善成83m正方形井网为原则，兼顾于楼兴隆台两套层系开发，部署开发井20口，整体钻穿兴隆台油层，按照容积法重新估算单井控制地质储量3.9×104t。
图2 **井区调整井位部署图
四、实施效果评价
按锦*块目前标定采收率35.6%计算，单井控制可采储量1.37×104t。在锦*块原储量核算中，该区域被认为兴隆台油层无储量，因此本次核算中兴隆台油层的储量为新增储量，即增储33.07 ×104t。
1.新井投产情况：
该井区目前20口井已全部完钻投产，截止5月底已累计产油18902吨，产水25056吨，日产液406吨，日产油221吨，含水54%。
2. 经济效益评价
吨油售价按目前市场价格1214元/吨，新井平均进尺
（下转第页）
（上接第页）
1150m，钻井每米进尺1400元，则钻前投资161万元，井站和集输管网等投资80万元，一口井总投资241万元。布开发井20口，总投资4820万元。
投资回收期（X年）：
单井日产油8t/d，全年生产280天，年产油2240t，商品率91%，折算商品量2038t。设投资回收期为x年，则： （原油售价-储量使用费-税金）×（年商品量·x）
=可变成本×（年商品量·x）+单井固定投入
即：（1214-100-149.5）×2038X
= 372×2038X+2410000
得：投资回收期x =2（年）
盈利率：固定投资按6年折旧，进行正常效益计算。生产92.5天就收支平衡，即产油673.4t，年盈利81.4万元，盈利率67%。
参考文献：
[1] 阚青勇，等.高效开发小断块油藏稳产技术效果评价[J].辽宁：特种油气藏，2014（1）：110～112.
[2] 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.
关键词：三维地震 开发效果评价 地质研究 井位部署
一、油藏基本情况
**井区位于锦*块东南部22-10断层与锦56断层交汇处，面积0.324km2，地质储量217.87×104t，开发目的层为沙一二段的于楼油层和兴隆台油层，该井区储层物性较好，孔隙度在28.9%-32.4%之间，渗透率0.753-1.121μm3。该区具有两套油水组合，于楼油层油水界面-1020m，兴隆台油层油水界面-1160m，油藏类型属于层状砂岩构造油藏。
1.油层发育特点
**井区于楼油层单井平均有效厚度20.4m/9层，兴隆台油层单井平均有效厚度12.2m/8层，油层产状为中--厚互层状。平均各小层厚度在4.1--7.6m之间，厚度总体分布特征表现为西厚东薄，连通系数为81.3%。
2.构造特点
**井区构造形态总体为西高东低，构造高点在32-281C2井附近。该区发育两条断层22-10断层与锦56断层。2002年部署调整井落实过构造。目前通过我们研究该井区油层发育特点结合动态生产规律，发现锦22-10断层延伸位置有疑问。我们具体通过对该井区近50口井进行精细地层对比，做出油藏剖面图8张，结合井区油井动态生产情况，综合分析进一步确定22-10断层由东北向西南断距在逐渐变小，断层在锦45-26-253井处断距为48m，在27-262井处断距为24m，到029-275井附近消失。为此我们重新作出该井区的构造井位图，也找出了下步调整部署研究的空白区（图1）。
图1 **井区构造井位图
3.沉积相态分析
经过剖面特征、砂体厚度、砂岩粒级、泥岩颜色以及测井曲线形态综合分析认为：井区一带属扇三角洲前缘相带，主要岩性为砂砾岩和砂岩，夹灰色或灰绿色泥岩。该相带岩性变化较大，为扇三角洲砂体发育最好的部分，可进一步划分出水下分流河道和河口砂坝及席状砂等微相。
水下分流河道由砂砾岩和砂岩组成，夹薄层泥岩，发育大型斜层理、交错层理、平行层理。单一层序厚度为0.3—2m，构成下粗上细的正韵律，多层河道叠合砂体可厚达数十米。自然电位曲线多为箱形。
河口砂坝由分选较好的含砾砂岩和砂岩组成，与灰色泥岩构成互层，层理发育，以低角度交错层理和平行层理为主，自然电位曲线呈漏斗—钟形或呈前积指状。
席状砂为分布于河口砂坝外缘的薄层砂体，岩性变细，以砂岩沉积为主，自然电位为指状和齿状。
扇三角洲前缘相与前三角洲相相邻，前三角洲相以深水环境泥岩沉积为主是有利的生油区；扇三角洲前缘相成为有利的储油区。兴隆台油层油源来自构造低部位，主要生油岩为沙四段泥岩。
依据砂体厚度分布、砂岩粒级以及泥岩含量综合分析认为：兴1沉积时期主物源来自北西向，次物源来自北东向，砂体呈南北分带的特征，受构造形态的控制北部砂体沉积较厚，向南渐薄，而受锦*块内较大断层控制在断层下降盘又沉积较厚的砂体。
4、压力特点
**井区压力水平高，压力区间一般在7-9MPa之间。
5、水淹特点
**井区区域周边井目前含水都小于60%，属于低含水区域。
二、开发现状
**井区目前总井32口，开井30口，日产液475t/d，日产油219t/d，综合含水54%，累产油38.5857×104t，累产水57.3966×104t，累注汽63.9962×104t，采油速度3.67%，采出程度20.14%。
三、井位调整部署
井区调整部署以完善成83m正方形井网为原则，兼顾于楼兴隆台两套层系开发，部署开发井20口，整体钻穿兴隆台油层，按照容积法重新估算单井控制地质储量3.9×104t。
图2 **井区调整井位部署图
四、实施效果评价
按锦*块目前标定采收率35.6%计算，单井控制可采储量1.37×104t。在锦*块原储量核算中，该区域被认为兴隆台油层无储量，因此本次核算中兴隆台油层的储量为新增储量，即增储33.07 ×104t。
1.新井投产情况：
该井区目前20口井已全部完钻投产，截止5月底已累计产油18902吨，产水25056吨，日产液406吨，日产油221吨，含水54%。
2. 经济效益评价
吨油售价按目前市场价格1214元/吨，新井平均进尺
（下转第页）
（上接第页）
1150m，钻井每米进尺1400元，则钻前投资161万元，井站和集输管网等投资80万元，一口井总投资241万元。布开发井20口，总投资4820万元。
投资回收期（X年）：
单井日产油8t/d，全年生产280天，年产油2240t，商品率91%，折算商品量2038t。设投资回收期为x年，则： （原油售价-储量使用费-税金）×（年商品量·x）
=可变成本×（年商品量·x）+单井固定投入
即：（1214-100-149.5）×2038X
= 372×2038X+2410000
得：投资回收期x =2（年）
盈利率：固定投资按6年折旧，进行正常效益计算。生产92.5天就收支平衡，即产油673.4t，年盈利81.4万元，盈利率67%。
参考文献：
[1] 阚青勇，等.高效开发小断块油藏稳产技术效果评价[J].辽宁：特种油气藏，2014（1）：110～112.
[2] 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.