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【摘 要】兴采油区投入开发四十余年，通过研究“十一五”以来勘探开发形势，分析勘探开发面临的问题及潜力，从石油地质勘探对策、探明未动用储量动用对策和已动用储量开发对策三方面提供指导性建议。
【关键词】兴采油区；勘探开发；对策
1、概况
兴采油区为横跨西部凹陷东部斜坡带、齐曙下台阶、双台子河东、中央凸起南部倾没带和东部凹陷中南部的广大地区。截止到2010年底，共完钻各类井2441口，三维地震覆盖全区。先后发现了兴隆台、大洼、黄金带、于楼、热河台、大平房、荣兴屯、新开、桃园、欧利坨等十个油田及双台子、曙光、欢喜岭、冷家四个区块，共探明含油面积203.6km2，探明石油地质储量23236.9×104t。自上而下发育下第三系东营组马圈子、沙河街组的于楼、兴隆台、热河台、杜家台、中生界及太古界、古潜山等七套含油气层。
2、勘探开发形势分析
2.1勘探形势分析
“十一五”期间新增探明6个区块，新增含油面积8.72km2，新增储量10889.56×104t。新增动用5个块，新增含油面积8.72km2，新增储量3002.88×104t。其中兴古潜山动用储量2094.8×104t，占69.8%。这部分储量虽已投入开发，但由于储层埋藏深、开发管理难度大。从趋势上看，每年新增探明储量逐年减少，整装区块逐年减少。
2.2产能趋势分析
“十一五”以来老区产能井井数逐年变少，由初期的以老区加密调整为主逐年转变为动用新区新储量为主，全厂共投产产能井93口，年产油44.77万吨，其中新区61口，年产油41.37万吨。老区加密调整32口，年产油3.75萬吨。
2.3年产油趋势分析
“十五”以来依靠新区动用新储量、老区加密调整、措施挖潜及转变开发方式基本实现了产量稳定，年产油保持在83×104t以上，2009-2010年上到百万吨产量。
3、油田现阶段存在的主要问题和潜力
3.1面临的主要开发问题
3.1.1后备资源接替相对紧张，探明未动用储量多为难采储量
“十一五”以来，新增探明储量逐年减少、丰度逐年下降、品位逐年降低，储量替换率逐年变差。这部分储量区块多由于储层分布落实程度相对较低，同时由于技术、资金投入等条件限制，投入开发的风险较大，探明后未动用。
3.1.2中高渗油藏开发方式下调整余地小、措施挖潜难度大
兴隆台油田是中高渗砂岩油藏的主体，水驱储量控制程度高达82.4%，水驱储量动用程度为73.1%，目前已进入水驱阶段开发末期，剩余油分布零散，在当前的开发形式下，进一步调整的余地相对较小。
3.1.3复杂断块油藏地质条件复杂，目前井网及技术条件下转注水开发储量少，稳产基础薄弱复杂断块油藏由于地质条件复杂，目前依靠天然能量开发区块73个，动用石油地质储量4383.2×104t，其综合递减在12-18%，自然递减在25-30%，稳产难度大。
3.1.4老油田调整和措施潜力越来越小、难度越来越大、效果越来越差
“十一五”以来，措施工作量及有效率增高、措施增油量与平均单井次年增油降低。随着大修侧钻、压裂、堵水等进攻性措施力度逐年加大，调补层措施井次和增油量比例逐年降低。
3.1.5油水井井况差，停产停注井多，恢复生产难度大
兴采油区开发时间较长,油田地下情况复杂,停关井数多。2010年12月全厂关停井320口，注水井关停井111口。
3.2勘探开发潜力分析
3.2.1勘探潜力分析
未来几年勘探目标为兴隆台油田S3段、黄于热油田的S3段等15个井区开展滚动勘探研究与部署，预计新增探明石油地质储量50万吨。
3.2.2已开发油田潜力分析
①通过以注水为中心的老油田综合治理工作，减缓油田产量递减，提高油田采收率全厂注采系统不完善块35个，地质储量4429.7×104t，如果通过注水调整使其完善，可提高采收率5%，增加可采储量221.5×104t；非注水块中通过进行井网调整可进行注水开发块19个，地质储量2000.5×104t，若逐步转入注水开发，可提高采收率10%，增加可采储量200.1×104t。
②已开发油田加密调整的潜力
结合油田开发实际和剩余油分布规律，应用迭代法和单井控制储量法进行了井网密度测算。经综合分析选值，兴采油区有7个油田还可钻加密井217口。
③恢复长停井潜力
随着时间的推移，地下油气水的不断运移重新分布，油田开采工艺水平的不断进步，对长停井进行潜力分析后可及时复产。近年，综合利用录井、测井及动态生产资料开展综合地质研究，在水层、干层、未解释层上进行挖潜认识54井次，有效率53.7%，为兴采厂长停井恢复工作开辟了新的途径。
3.2.3已探明未动用储量潜力
我厂目前已探明未开发储量，共计21个区块，石油地质储量1061.36×104t，其中兴北1、热27、荣105、兴北3和驾26块计5个块是“二次评价”后潜力区块，经油藏地质特征再认识、储层评价及动用可行性研究认定后可开发，可作为近年产能建设潜力区块；洼620、热气6、欧606等14个块是“二次评价”工作后需进一步落实潜力区块，是目前技术经济技术条件下不能开发的储量，在现有技术、资金投入等条件限制下，投入开发的风险较大，需进行储量动用可行性研究，在经济、技术许可的条件下适时投入开发。
4、勘探开发对策
4.1石油探明未动用储量动用对策
对“二次评价”潜力区块经油藏地质特征再认识、储层评价后进一步落实潜力，在经济、技术许可的条件下适时投入开发。
4.2石油已动用储量开发对策
（1）应用认识油藏的配套技术，加强剩余油分布规律研究
应用油藏精细描述，重新认识储层和油水分布状况；应用油藏数值模拟技术，搞清剩余油分布，优化调整挖潜方案部署；应用油藏动态监测技术，进行剩余油分布规律研究，为进一步提高采收率奠定基础。
（2）有充分依据地打调整井，特别是高效调整井，部署水平井
充分应用水平井技术，实现了对稀油厚层块状油藏、薄油藏、特殊岩性油藏和低渗透油藏的开发，提高储层的控制程度和动用程度。
（3）加强油田管理，进行综合调整
转变开发方式，实现注水开发，开展注水潜力调查和注水可行性研究，对潜力大、存在问题清楚、技术可行的油藏重点实施，并按照突出重点、先易后难的工作要求，开展实现（恢复）注水、完善注水、调整注水、低渗透油藏增压注水和火山岩注水实验。
（4）开展各种水动力学调整方法
在高含水兴隆台油田等断块，应用改变液流方向，周期注水，调整注水井吸水剖面等多种水动力学调整方法，进一步提高油田开发效果。
参考文献
[1]方凌去等编著，油藏开发动态分析，石油工业出版社，1988年。
【关键词】兴采油区；勘探开发；对策
1、概况
兴采油区为横跨西部凹陷东部斜坡带、齐曙下台阶、双台子河东、中央凸起南部倾没带和东部凹陷中南部的广大地区。截止到2010年底，共完钻各类井2441口，三维地震覆盖全区。先后发现了兴隆台、大洼、黄金带、于楼、热河台、大平房、荣兴屯、新开、桃园、欧利坨等十个油田及双台子、曙光、欢喜岭、冷家四个区块，共探明含油面积203.6km2，探明石油地质储量23236.9×104t。自上而下发育下第三系东营组马圈子、沙河街组的于楼、兴隆台、热河台、杜家台、中生界及太古界、古潜山等七套含油气层。
2、勘探开发形势分析
2.1勘探形势分析
“十一五”期间新增探明6个区块，新增含油面积8.72km2，新增储量10889.56×104t。新增动用5个块，新增含油面积8.72km2，新增储量3002.88×104t。其中兴古潜山动用储量2094.8×104t，占69.8%。这部分储量虽已投入开发，但由于储层埋藏深、开发管理难度大。从趋势上看，每年新增探明储量逐年减少，整装区块逐年减少。
2.2产能趋势分析
“十一五”以来老区产能井井数逐年变少，由初期的以老区加密调整为主逐年转变为动用新区新储量为主，全厂共投产产能井93口，年产油44.77万吨，其中新区61口，年产油41.37万吨。老区加密调整32口，年产油3.75萬吨。
2.3年产油趋势分析
“十五”以来依靠新区动用新储量、老区加密调整、措施挖潜及转变开发方式基本实现了产量稳定，年产油保持在83×104t以上，2009-2010年上到百万吨产量。
3、油田现阶段存在的主要问题和潜力
3.1面临的主要开发问题
3.1.1后备资源接替相对紧张，探明未动用储量多为难采储量
“十一五”以来，新增探明储量逐年减少、丰度逐年下降、品位逐年降低，储量替换率逐年变差。这部分储量区块多由于储层分布落实程度相对较低，同时由于技术、资金投入等条件限制，投入开发的风险较大，探明后未动用。
3.1.2中高渗油藏开发方式下调整余地小、措施挖潜难度大
兴隆台油田是中高渗砂岩油藏的主体，水驱储量控制程度高达82.4%，水驱储量动用程度为73.1%，目前已进入水驱阶段开发末期，剩余油分布零散，在当前的开发形式下，进一步调整的余地相对较小。
3.1.3复杂断块油藏地质条件复杂，目前井网及技术条件下转注水开发储量少，稳产基础薄弱复杂断块油藏由于地质条件复杂，目前依靠天然能量开发区块73个，动用石油地质储量4383.2×104t，其综合递减在12-18%，自然递减在25-30%，稳产难度大。
3.1.4老油田调整和措施潜力越来越小、难度越来越大、效果越来越差
“十一五”以来，措施工作量及有效率增高、措施增油量与平均单井次年增油降低。随着大修侧钻、压裂、堵水等进攻性措施力度逐年加大，调补层措施井次和增油量比例逐年降低。
3.1.5油水井井况差，停产停注井多，恢复生产难度大
兴采油区开发时间较长,油田地下情况复杂,停关井数多。2010年12月全厂关停井320口，注水井关停井111口。
3.2勘探开发潜力分析
3.2.1勘探潜力分析
未来几年勘探目标为兴隆台油田S3段、黄于热油田的S3段等15个井区开展滚动勘探研究与部署，预计新增探明石油地质储量50万吨。
3.2.2已开发油田潜力分析
①通过以注水为中心的老油田综合治理工作，减缓油田产量递减，提高油田采收率全厂注采系统不完善块35个，地质储量4429.7×104t，如果通过注水调整使其完善，可提高采收率5%，增加可采储量221.5×104t；非注水块中通过进行井网调整可进行注水开发块19个，地质储量2000.5×104t，若逐步转入注水开发，可提高采收率10%，增加可采储量200.1×104t。
②已开发油田加密调整的潜力
结合油田开发实际和剩余油分布规律，应用迭代法和单井控制储量法进行了井网密度测算。经综合分析选值，兴采油区有7个油田还可钻加密井217口。
③恢复长停井潜力
随着时间的推移，地下油气水的不断运移重新分布，油田开采工艺水平的不断进步，对长停井进行潜力分析后可及时复产。近年，综合利用录井、测井及动态生产资料开展综合地质研究，在水层、干层、未解释层上进行挖潜认识54井次，有效率53.7%，为兴采厂长停井恢复工作开辟了新的途径。
3.2.3已探明未动用储量潜力
我厂目前已探明未开发储量，共计21个区块，石油地质储量1061.36×104t，其中兴北1、热27、荣105、兴北3和驾26块计5个块是“二次评价”后潜力区块，经油藏地质特征再认识、储层评价及动用可行性研究认定后可开发，可作为近年产能建设潜力区块；洼620、热气6、欧606等14个块是“二次评价”工作后需进一步落实潜力区块，是目前技术经济技术条件下不能开发的储量，在现有技术、资金投入等条件限制下，投入开发的风险较大，需进行储量动用可行性研究，在经济、技术许可的条件下适时投入开发。
4、勘探开发对策
4.1石油探明未动用储量动用对策
对“二次评价”潜力区块经油藏地质特征再认识、储层评价后进一步落实潜力，在经济、技术许可的条件下适时投入开发。
4.2石油已动用储量开发对策
（1）应用认识油藏的配套技术，加强剩余油分布规律研究
应用油藏精细描述，重新认识储层和油水分布状况；应用油藏数值模拟技术，搞清剩余油分布，优化调整挖潜方案部署；应用油藏动态监测技术，进行剩余油分布规律研究，为进一步提高采收率奠定基础。
（2）有充分依据地打调整井，特别是高效调整井，部署水平井
充分应用水平井技术，实现了对稀油厚层块状油藏、薄油藏、特殊岩性油藏和低渗透油藏的开发，提高储层的控制程度和动用程度。
（3）加强油田管理，进行综合调整
转变开发方式，实现注水开发，开展注水潜力调查和注水可行性研究，对潜力大、存在问题清楚、技术可行的油藏重点实施，并按照突出重点、先易后难的工作要求，开展实现（恢复）注水、完善注水、调整注水、低渗透油藏增压注水和火山岩注水实验。
（4）开展各种水动力学调整方法
在高含水兴隆台油田等断块，应用改变液流方向，周期注水，调整注水井吸水剖面等多种水动力学调整方法，进一步提高油田开发效果。
参考文献
[1]方凌去等编著，油藏开发动态分析，石油工业出版社，1988年。