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摘要：锦州油田是一个开发30多年的老油田，大部分区块进入开发中后期，可采储量采出程度平均达到90%以上，但受地质条件影响及开发方式制约，部分复杂断块仍具有一定的开发潜力。按照”四重技术路线”，综合利用VSP测井、地震精细解释、油藏数值模拟、储层评价等多种技术手段，重新落实构造及油水分布，深入分析制约断块开发的主要问题，实施水平井挖潜、井网调整等措施，先后成功恢复了锦16（于）、锦98、、千12、锦36等多个小断块的产能，开发效果得到较大改善，使一个个频临废弃的老区块实现了二次开发。
关键词：复杂断块；中后期；停产低产；水平井；注水；二次开发
前言
锦州油田为复式断块油田，构造复杂，开发层系多，储层物性、原油物性差异大，多年来，受各种技术条件及认识程度等因素的制约，部分小断块产量递减较大、开发效果差，处于停产或半停产状态，为了有效恢复这部分断块的产能，从各断块的基础地质研究入手，对构造及储层分别进行重新描述及对比研究，同时对油层动用状况及水淹规律和开发动态规律进行分析论证，确定制约区块开发效果的主要因素，明确改善区块开发效果的有效途径，有效改善了4个区块开发效果，新增生产能力10×104t，有效地缓解了后备资源紧张、产量接替不足的压力。
1、利用水平井技术，锦16（于）薄层储量实现动用
锦16于楼油层南块含油面积0.35km2，地质储量106×104t，开发目的层为于楼油层，油藏埋深1070～1115m。于1992年投产11口油井，平均吞吐3.6周期，累产油5.4×104t，油汽比0.39，回采水率213%。到1996年6月，全块由于水淹及井况等原因而全部停产。
为了全面准确描述该块开发状况，对钻遇于楼油层的60多口井进行了精细对比，表明于I1油层分布稳定，油层厚度5～12m，平均油层厚度7.7m。同时，对生产井进行了生产动态分析，并结合老井试采，表明剩余油，在平面上处在构造高部位；纵向上为于I1油层组。根据研究结果，在开发目的层为于Ⅰ1的有利部位布井8口，设计水平段长度250～350m，水平井排距150m，水平井与边水距离150m。
为了保证水平井的开发效果，优先实施构造高部位锦16-于H12井，实施后，期日产液43t/d，日产油27.7t/d，含水35.6%，油汽比1.36。鉴于效果较好，相继完钻投产剩余7口井，实施后，日产液164.7t/d，日产油86.2t/d，综合含水47.7%，断块得以实现二次开发。
2、精细油藏研究，锦98块实现扩边增储再现生机
锦98块于1979年投入试采，油井生产特点表现为单井递减速度快，1989年进行注水开发试验，但由于受油层物性差、井距大、注水水质以及连通性差等影响，断块的注水开发效果并不理想，对应油井均未见效。迅速进入递减阶段，至1996年底，断块全部停产。
为恢复断块产能，进行了精细油藏描述、合理井网密度和开发调整方案等一系列研究， 纠正了原来认为锦83、锦82、锦7-32-36、锦95、锦95-50-50井仅发育中生界油层不发育杜家台油层的认识，从而使北部超覆线外推120m，新增含油面积0137km2，新增石油地质储量50×104t。该块合理井网密度为0.0154km2/口，相当于井距124m。结合断块砂体、油层发育特征、物性分布特征及沉积相研究确定了断块采用180～200m井距，三角形井网进行加密扩边调整。
按照上述研究结果，整体部署油水井18口，初期日增油达400t/d，综合含水21.7%。年产油量由0t提高到2.97×104t，断块实现全面复产。同年，按照邊部注水与面积注水相结合的方式，转注水井7口，对应井组陆续见到注水效果，递减得到了较好的控制，综合递减率只有2.1%，采收率由7.4%提高到26%以上，增加可采储量24.1×104t。
3、应用综合配套技术，千12（兴）进一步提高开发效果
千12块兴隆台油层含油面积3.3km2，地质储量724×104t，埋深660m～780m，为普通稠油藏。1991年9月正式投入开发，截止到综合治理前，油井总井62口，开井20口，日产液384t/d，日产油17t/d，含水95.6%，采油速度0.06%，采出程度4.98%，油汽比0.27，平均吞吐8周期。 目前存在主要问题为油层水淹严重，水淹层位认识不清，导致断块油井吞吐效果差。
为了进一步改善开发效果，对该油藏的构造、沉积特征、油水分布规律及流体性质等综合研究，认为兴隆台油层出水原因：抬升运动使兴隆台油层暴露及局部兴下油层组受到剥蚀而直接与馆陶组水层接触，造成兴隆台油层暴性水淹。并结合动态监测资料分析，纵向上，S2Ⅰ、S2Ⅱ组顶以富含油为主，S2Ⅱ组底以油浸为主，S2Ⅲ组以油浸为主，从上向下逐渐变差；平面上，南部各层的含油性要好于其它断块，即剩余油平面上主要分布在南部断块，北部断块主要分布在构造高部位。
根据研究结果，制定了千12块兴隆台油层以现有井网为基础，以老井措施改造为手段的复产措施：针对井况差或水淹严重油井，通过大位移侧钻后优选层位复产；针对水淹严重但井况较好油井采取堵水或深调浅堵措施复产；针对压力低且水淹不严重井通过间歇吞吐方式复产。实施后，断块日产油由17t/d上升到目前的65t/d，采油速度由0.08%提高到0.32%，断块开发效果得到了较大的改善。
4、油藏评价与地质研究相结合，锦36块实现二次开发
锦36块目的层为兴隆台和于楼油层，其中于楼油层含油面积0.5km2，石油地质储量81×104t，兴隆台油层含油面积0.5km2，石油地质储量51×104t。于1982年7月投产，最高日产油达到136t/d，采油速度达到5.6%，采油速度在1%以上保持了8年。由于老井含水迅速上升，使断块产能下降较快，1992年后，断块日产油仅在5t/d左右，采油速度仅为0.2%，处于低速开发阶段。
该块所辖各次级断块均为构造控制的边底水油气藏，但由于各次级块油水体积不一以及各次级块储层物性差别较大，且依靠天然能量开发，造成各次级块开发效果不一，地层能量充足、储层特性相对好的次级断块开发效果较好，而反之开发效果较差。通过各次级断块对比，优选出锦2-22-15块，该区域边底水水体较小，天然能量不足，开发效果较差，井网控制程度低，并且兴Ⅱ油层组储层发育较稳定，连通性好，有转水驱二次采油潜力。
根据潜力分析，在该区域部署调整井5口，完钻后取得了较好效果，初期日产油54t/d，日产气3.3×104m3/d，日产水89m3/d，综合含水62.2%，阶段采出程度8.2%。同时，对两口高含水老井实施挖潜措施，初期日增油10t/d，日增气1.5×104m3/d，累增油1776t，累增气388×104m3。
5、结论
（1）深入开展欢西油田薄层稠油地质研究工作，利用目前成熟的水平井技术，动用薄层稠油储量，缓解资源接替困难的不利局面。
（2）加强稀油小断块的地质研究、优化筛选、精细注水工作，通过注水开发，恢复部分断块能量，达到更好的开发效果。
关键词：复杂断块；中后期；停产低产；水平井；注水；二次开发
前言
锦州油田为复式断块油田，构造复杂，开发层系多，储层物性、原油物性差异大，多年来，受各种技术条件及认识程度等因素的制约，部分小断块产量递减较大、开发效果差，处于停产或半停产状态，为了有效恢复这部分断块的产能，从各断块的基础地质研究入手，对构造及储层分别进行重新描述及对比研究，同时对油层动用状况及水淹规律和开发动态规律进行分析论证，确定制约区块开发效果的主要因素，明确改善区块开发效果的有效途径，有效改善了4个区块开发效果，新增生产能力10×104t，有效地缓解了后备资源紧张、产量接替不足的压力。
1、利用水平井技术，锦16（于）薄层储量实现动用
锦16于楼油层南块含油面积0.35km2，地质储量106×104t，开发目的层为于楼油层，油藏埋深1070～1115m。于1992年投产11口油井，平均吞吐3.6周期，累产油5.4×104t，油汽比0.39，回采水率213%。到1996年6月，全块由于水淹及井况等原因而全部停产。
为了全面准确描述该块开发状况，对钻遇于楼油层的60多口井进行了精细对比，表明于I1油层分布稳定，油层厚度5～12m，平均油层厚度7.7m。同时，对生产井进行了生产动态分析，并结合老井试采，表明剩余油，在平面上处在构造高部位；纵向上为于I1油层组。根据研究结果，在开发目的层为于Ⅰ1的有利部位布井8口，设计水平段长度250～350m，水平井排距150m，水平井与边水距离150m。
为了保证水平井的开发效果，优先实施构造高部位锦16-于H12井，实施后，期日产液43t/d，日产油27.7t/d，含水35.6%，油汽比1.36。鉴于效果较好，相继完钻投产剩余7口井，实施后，日产液164.7t/d，日产油86.2t/d，综合含水47.7%，断块得以实现二次开发。
2、精细油藏研究，锦98块实现扩边增储再现生机
锦98块于1979年投入试采，油井生产特点表现为单井递减速度快，1989年进行注水开发试验，但由于受油层物性差、井距大、注水水质以及连通性差等影响，断块的注水开发效果并不理想，对应油井均未见效。迅速进入递减阶段，至1996年底，断块全部停产。
为恢复断块产能，进行了精细油藏描述、合理井网密度和开发调整方案等一系列研究， 纠正了原来认为锦83、锦82、锦7-32-36、锦95、锦95-50-50井仅发育中生界油层不发育杜家台油层的认识，从而使北部超覆线外推120m，新增含油面积0137km2，新增石油地质储量50×104t。该块合理井网密度为0.0154km2/口，相当于井距124m。结合断块砂体、油层发育特征、物性分布特征及沉积相研究确定了断块采用180～200m井距，三角形井网进行加密扩边调整。
按照上述研究结果，整体部署油水井18口，初期日增油达400t/d，综合含水21.7%。年产油量由0t提高到2.97×104t，断块实现全面复产。同年，按照邊部注水与面积注水相结合的方式，转注水井7口，对应井组陆续见到注水效果，递减得到了较好的控制，综合递减率只有2.1%，采收率由7.4%提高到26%以上，增加可采储量24.1×104t。
3、应用综合配套技术，千12（兴）进一步提高开发效果
千12块兴隆台油层含油面积3.3km2，地质储量724×104t，埋深660m～780m，为普通稠油藏。1991年9月正式投入开发，截止到综合治理前，油井总井62口，开井20口，日产液384t/d，日产油17t/d，含水95.6%，采油速度0.06%，采出程度4.98%，油汽比0.27，平均吞吐8周期。 目前存在主要问题为油层水淹严重，水淹层位认识不清，导致断块油井吞吐效果差。
为了进一步改善开发效果，对该油藏的构造、沉积特征、油水分布规律及流体性质等综合研究，认为兴隆台油层出水原因：抬升运动使兴隆台油层暴露及局部兴下油层组受到剥蚀而直接与馆陶组水层接触，造成兴隆台油层暴性水淹。并结合动态监测资料分析，纵向上，S2Ⅰ、S2Ⅱ组顶以富含油为主，S2Ⅱ组底以油浸为主，S2Ⅲ组以油浸为主，从上向下逐渐变差；平面上，南部各层的含油性要好于其它断块，即剩余油平面上主要分布在南部断块，北部断块主要分布在构造高部位。
根据研究结果，制定了千12块兴隆台油层以现有井网为基础，以老井措施改造为手段的复产措施：针对井况差或水淹严重油井，通过大位移侧钻后优选层位复产；针对水淹严重但井况较好油井采取堵水或深调浅堵措施复产；针对压力低且水淹不严重井通过间歇吞吐方式复产。实施后，断块日产油由17t/d上升到目前的65t/d，采油速度由0.08%提高到0.32%，断块开发效果得到了较大的改善。
4、油藏评价与地质研究相结合，锦36块实现二次开发
锦36块目的层为兴隆台和于楼油层，其中于楼油层含油面积0.5km2，石油地质储量81×104t，兴隆台油层含油面积0.5km2，石油地质储量51×104t。于1982年7月投产，最高日产油达到136t/d，采油速度达到5.6%，采油速度在1%以上保持了8年。由于老井含水迅速上升，使断块产能下降较快，1992年后，断块日产油仅在5t/d左右，采油速度仅为0.2%，处于低速开发阶段。
该块所辖各次级断块均为构造控制的边底水油气藏，但由于各次级块油水体积不一以及各次级块储层物性差别较大，且依靠天然能量开发，造成各次级块开发效果不一，地层能量充足、储层特性相对好的次级断块开发效果较好，而反之开发效果较差。通过各次级断块对比，优选出锦2-22-15块，该区域边底水水体较小，天然能量不足，开发效果较差，井网控制程度低，并且兴Ⅱ油层组储层发育较稳定，连通性好，有转水驱二次采油潜力。
根据潜力分析，在该区域部署调整井5口，完钻后取得了较好效果，初期日产油54t/d，日产气3.3×104m3/d，日产水89m3/d，综合含水62.2%，阶段采出程度8.2%。同时，对两口高含水老井实施挖潜措施，初期日增油10t/d，日增气1.5×104m3/d，累增油1776t，累增气388×104m3。
5、结论
（1）深入开展欢西油田薄层稠油地质研究工作，利用目前成熟的水平井技术，动用薄层稠油储量，缓解资源接替困难的不利局面。
（2）加强稀油小断块的地质研究、优化筛选、精细注水工作，通过注水开发，恢复部分断块能量，达到更好的开发效果。