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中图分类号：TE355 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）15-0335-01
1 引言
为了进一步提高对潜山油藏的认识，了解油藏流体流动状况及油藏物性参数，探明边界变化情况，判断水驱效果及井间连通情况，钻采院对兴古7块开展了监测工作，动态监测数据的对比分析，为该区块增油上产、井位部署、油藏精细描述、开发方案及措施方案的制定与调整提供了依据。
2 油藏概况
兴古7断块构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南部兴隆台～马圈子潜山构造带东北部。该区西临盘山洼陷，北侧面临陈家洼陷，南侧是清水洼陷，东侧为冷东深陷带，是典型的“洼中之隆”，具有十分優越的油气成藏条件。
该区勘探始于上世纪七十年代，兴94等井钻遇潜山，试油获得工业油流。通过对本区岩心分析，兴隆台太古界潜山由变质岩及侵入岩两大类岩石组成，主要储集空间类型为构造裂缝和破碎粒间孔，截止2009年7月底，兴古7潜山共完钻各类井63口，投产47口，开井28口，全块日产油1475t，日产气38.20×104m3，累计产油87.90×104t，累产气3.03×108m3。
3 动态监测资料分析
3.1 流静压测试
对兴古1、兴古7井进行连续的流静压测试，通过对测试资料分析得到，兴古1井静压2008年折月下降0.36MPa，2009年折月下降0.73MPa，2010年折月下降1.02MPa；兴古7井流压2008年折月下降0.09MPa，2009年折月下降0.22MPa，2010年折月下降0.32MPa，说明流静压折月下降率逐年增加，并且压力下降会造成裂缝闭合，极大影响产能，因此能量补充问题至关重要，09年4月兴古7井开始试注，截至目前，共部署注水井5口，压力下降得到缓解。
3.2 压力恢复测试
兴古7-H5井进行压力恢复测试，导数曲线没有出现预计的双重孔隙介质的特征，而且后期出现下掉，显示出恒压边界特征，通过与相关单位沟通研究，认为该区块无边水，对于底水的存在，也正在落实当中；另一种可能性就是由于该区块水驱见效造成的下掉，但该区块2008年仅仅试注了150m3水，不足以造成注水见效；另一方面可能是由于周围兴古7-5、兴古7-H202Z两口井与兴古7-H5井在关井压力恢复过程中相互干扰，造成井间存在一个类似于压力供给的“边界”。
兴古7-H228、兴古7-H229井的双对数及导数曲线出现了明显的双重孔隙介质油藏特征，后期曲线出现下掉趋势，认为是由于该区块水驱见效而造成的恒压边界，因此解释时选用“双重孔隙介质油藏模型+恒压边界+水平井模型”。兴古7-H228、兴古7-H229井导数曲线在经历了总径向流动段，后期下掉段后，又稍有上升，但上升的幅度不大，说明水驱效果在减弱，有必要对注水方案做一些调整，但在与兴采地质结合过程中发现，注水井兴古7井有停注情况，这可能是造成水驱效果减弱的一个原因。
3.3 水井压降测试
2009年按照开发部署要求，在兴古7块进行一个井组的干扰测试，为了得到该区块的有效渗透率，以便确定干扰测试时间，保证监测到井组间的压力干扰，首先对兴古7井进行了注水井关井测试，通过对压力降落数据分析，计算地层参数为干扰测试设计提供依据。
该井实测双对数导数曲线出现了明显的双重孔隙介质油藏及恒压边界特征。因此解释时选取了“直井+双重孔隙介质+恒压边界模型”进行解释。计算得到平均渗透率为2.21×10-3μm2，属于低渗透层，表皮系数为-5.21，说明井周无污染，导数曲线后期下掉，拟合分析得到边界距离为202.0m，认为是水驱油边界，通过半对数导数曲线计算3500m外推地层压力为31.05MPa。
3.4 井间干扰测试
（1）兴古7-H202Z、兴古7-H1井组干扰测试
从图1可以看出：激动井兴古7-H202Z井于2008年9月9日14：06下至2800m后关井恢复，9月24日11：20将仪器起出到地面开井生产。观察井兴古7-H1井9月09日11：00下入至2700m， 10月10日14：05起出仪器。在9月14日01：45的32.064MPa到10月10日14：05的31.900MPa的变化过程中，出现两个变化趋势，这两个变化趋势的压力下降斜率不同，后期略大于前期，即后期的压降要大于前期压降，说明后期压力受到了兴古7-H202Z开井生产的影响，可以认为两井相互连通。
（2）兴古7-H228、兴古7-H226、兴古7-H229井组干扰测试
从图2可以明显看出，激动井兴古7-H228井于2009年10月8日10：55开井生产以后，兴古7-H226于10月8日14：42、兴古7-H229井于10月8日20：30压力曲线均出现明显下降趋势，可以证明H226、H229井与H228井连通。
（3）兴古7-H3、兴古7-H204Z井组干扰测试
从图3可以明显看出，激动井兴古7-H3井于2010年11月4日13：50开井生产以后，兴古7-H204Z于11月4日18：36压力曲线出现明显下降趋势，可以证明H3、H204Z井连通。
3.5 吸水剖面测试
兴古7井09年4月开始试注，采用底部上托式注水方法，通过吸水剖面测试结果看出，113层不吸水，111层吸水能力较差，115层吸水能力一般，116层吸水能力较强，约90方/天。
4 经济效益分析
根据兴古7块监测方案，共计实施监测1394井次，指导措施实施43口井，累计增油36.858×104吨，累计增气121369.98×104方，创产值16505.256万元。
增产技术创新成果净现值=（1-30%）×分成系数×∑{年新增油气产量×（油气价格-生产成本-税金及附加）-科研支出）×（1+10%）t}
5 结论
（1）流静压折月下降率逐年增加，压力下降会造成裂缝闭合，极大影响产能，因此能量补充问题至关重要；
（2）压力恢复测试，确定了潜山油藏为裂缝性油藏，同时存在岩性油气藏特征；判断了区块渗透性较差，井周无污染，完井效果好；
（3）水井压降测试，探测到水驱油边界位置，证明该区块水驱已经见效，结合压力恢复测试结果，水驱作用逐渐减弱；
（4）井间干扰测试，说明了测试井组之间的地层连通情况，为该区块井位部署提供了依据。但由于目前没有水平井干扰试井解释模型，仅能够从压力曲线变化趋势来分析，无法计算出井间连通系数、窜流系数，无法定量判断井间地层连通性；
（5）吸水剖面测试，说明了储层吸水能力较强；
（6）水质捞样分析，证实井筒内钻井液有残留。
1 引言
为了进一步提高对潜山油藏的认识，了解油藏流体流动状况及油藏物性参数，探明边界变化情况，判断水驱效果及井间连通情况，钻采院对兴古7块开展了监测工作，动态监测数据的对比分析，为该区块增油上产、井位部署、油藏精细描述、开发方案及措施方案的制定与调整提供了依据。
2 油藏概况
兴古7断块构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南部兴隆台～马圈子潜山构造带东北部。该区西临盘山洼陷，北侧面临陈家洼陷，南侧是清水洼陷，东侧为冷东深陷带，是典型的“洼中之隆”，具有十分優越的油气成藏条件。
该区勘探始于上世纪七十年代，兴94等井钻遇潜山，试油获得工业油流。通过对本区岩心分析，兴隆台太古界潜山由变质岩及侵入岩两大类岩石组成，主要储集空间类型为构造裂缝和破碎粒间孔，截止2009年7月底，兴古7潜山共完钻各类井63口，投产47口，开井28口，全块日产油1475t，日产气38.20×104m3，累计产油87.90×104t，累产气3.03×108m3。
3 动态监测资料分析
3.1 流静压测试
对兴古1、兴古7井进行连续的流静压测试，通过对测试资料分析得到，兴古1井静压2008年折月下降0.36MPa，2009年折月下降0.73MPa，2010年折月下降1.02MPa；兴古7井流压2008年折月下降0.09MPa，2009年折月下降0.22MPa，2010年折月下降0.32MPa，说明流静压折月下降率逐年增加，并且压力下降会造成裂缝闭合，极大影响产能，因此能量补充问题至关重要，09年4月兴古7井开始试注，截至目前，共部署注水井5口，压力下降得到缓解。
3.2 压力恢复测试
兴古7-H5井进行压力恢复测试，导数曲线没有出现预计的双重孔隙介质的特征，而且后期出现下掉，显示出恒压边界特征，通过与相关单位沟通研究，认为该区块无边水，对于底水的存在，也正在落实当中；另一种可能性就是由于该区块水驱见效造成的下掉，但该区块2008年仅仅试注了150m3水，不足以造成注水见效；另一方面可能是由于周围兴古7-5、兴古7-H202Z两口井与兴古7-H5井在关井压力恢复过程中相互干扰，造成井间存在一个类似于压力供给的“边界”。
兴古7-H228、兴古7-H229井的双对数及导数曲线出现了明显的双重孔隙介质油藏特征，后期曲线出现下掉趋势，认为是由于该区块水驱见效而造成的恒压边界，因此解释时选用“双重孔隙介质油藏模型+恒压边界+水平井模型”。兴古7-H228、兴古7-H229井导数曲线在经历了总径向流动段，后期下掉段后，又稍有上升，但上升的幅度不大，说明水驱效果在减弱，有必要对注水方案做一些调整，但在与兴采地质结合过程中发现，注水井兴古7井有停注情况，这可能是造成水驱效果减弱的一个原因。
3.3 水井压降测试
2009年按照开发部署要求，在兴古7块进行一个井组的干扰测试，为了得到该区块的有效渗透率，以便确定干扰测试时间，保证监测到井组间的压力干扰，首先对兴古7井进行了注水井关井测试，通过对压力降落数据分析，计算地层参数为干扰测试设计提供依据。
该井实测双对数导数曲线出现了明显的双重孔隙介质油藏及恒压边界特征。因此解释时选取了“直井+双重孔隙介质+恒压边界模型”进行解释。计算得到平均渗透率为2.21×10-3μm2，属于低渗透层，表皮系数为-5.21，说明井周无污染，导数曲线后期下掉，拟合分析得到边界距离为202.0m，认为是水驱油边界，通过半对数导数曲线计算3500m外推地层压力为31.05MPa。
3.4 井间干扰测试
（1）兴古7-H202Z、兴古7-H1井组干扰测试
从图1可以看出：激动井兴古7-H202Z井于2008年9月9日14：06下至2800m后关井恢复，9月24日11：20将仪器起出到地面开井生产。观察井兴古7-H1井9月09日11：00下入至2700m， 10月10日14：05起出仪器。在9月14日01：45的32.064MPa到10月10日14：05的31.900MPa的变化过程中，出现两个变化趋势，这两个变化趋势的压力下降斜率不同，后期略大于前期，即后期的压降要大于前期压降，说明后期压力受到了兴古7-H202Z开井生产的影响，可以认为两井相互连通。
（2）兴古7-H228、兴古7-H226、兴古7-H229井组干扰测试
从图2可以明显看出，激动井兴古7-H228井于2009年10月8日10：55开井生产以后，兴古7-H226于10月8日14：42、兴古7-H229井于10月8日20：30压力曲线均出现明显下降趋势，可以证明H226、H229井与H228井连通。
（3）兴古7-H3、兴古7-H204Z井组干扰测试
从图3可以明显看出，激动井兴古7-H3井于2010年11月4日13：50开井生产以后，兴古7-H204Z于11月4日18：36压力曲线出现明显下降趋势，可以证明H3、H204Z井连通。
3.5 吸水剖面测试
兴古7井09年4月开始试注，采用底部上托式注水方法，通过吸水剖面测试结果看出，113层不吸水，111层吸水能力较差，115层吸水能力一般，116层吸水能力较强，约90方/天。
4 经济效益分析
根据兴古7块监测方案，共计实施监测1394井次，指导措施实施43口井，累计增油36.858×104吨，累计增气121369.98×104方，创产值16505.256万元。
增产技术创新成果净现值=（1-30%）×分成系数×∑{年新增油气产量×（油气价格-生产成本-税金及附加）-科研支出）×（1+10%）t}
5 结论
（1）流静压折月下降率逐年增加，压力下降会造成裂缝闭合，极大影响产能，因此能量补充问题至关重要；
（2）压力恢复测试，确定了潜山油藏为裂缝性油藏，同时存在岩性油气藏特征；判断了区块渗透性较差，井周无污染，完井效果好；
（3）水井压降测试，探测到水驱油边界位置，证明该区块水驱已经见效，结合压力恢复测试结果，水驱作用逐渐减弱；
（4）井间干扰测试，说明了测试井组之间的地层连通情况，为该区块井位部署提供了依据。但由于目前没有水平井干扰试井解释模型，仅能够从压力曲线变化趋势来分析，无法计算出井间连通系数、窜流系数，无法定量判断井间地层连通性；
（5）吸水剖面测试，说明了储层吸水能力较强；
（6）水质捞样分析，证实井筒内钻井液有残留。