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摘要：锦X块为由两条近南北向断层夹持的断鼻构造，单井试采初期日产气达到20000m3/d以上，日产油20t/d以上，表明井区具有较大的油气潜力。由于该块为浊积岩沉积的岩性油气藏，储层横向变化大，井区构造、储层、及油气水分布认识难度大，利用常规手段很难掌握储层分布情况，本次研究利用三维地震精细解释技术、储层预测技术，结合现有的录井、测井资料，落实构造、储层发育及油水关系状况，为断块下步挖潜提供依据。
关键词：岩性油气藏;储层;油气水关系;三维地震技术;储层预测技术
1.前言
该块1980年投入开发，初期采用边部注水开发方式，初期投产的三口井日产油均在30t以上，同年投注边部两口井不吸水，累注水95方。88年全块因供液差而停产，1993年部署新井一口，初期日产油58t，96年部署侧钻井一口，日产气10000方，99年分别投产两口井，投产后均高含水;2010年部署侧钻一口，初期日产油13t，日产气11000方。目前全块均已停产上返至兴隆台油层。从生产特征来看，区块储层变化大，地质认识不清，仍具有较大的潜力。
2.断块开发上的几点认识
2.1区块内油井投产初期产量较高，均自喷生产，日产油在30吨以上。累计产油量高，初期投产的三口井累计产油15.8万吨，基本不含水，后期均因供液差而上返。
2.2水驱效果差，1980年投注一口井井，注不进，1981年转注一口，累计注水20.62万方，未见名显效果，分析原因是砂体不连续。
2.3动态上认识砂体连通性差，从老井初期产能高，投产后递减快，后期均供液差不出而停产，表明区块地层能量严重不足，但后期调整部署井产能效果表明，部分区域仍然保持较高的地层能量，说明区块砂体连通性较差。
3.断块二次开发研究
3.1地质特征再认识
3.1.1地层划分对比
热河台油层划分为Ⅰ、Ⅱ两个油组，其中Ⅱ油组发育大套泥岩，储层主要分布在Ⅰ油组，油层发育，Ⅰ油组划分为Ⅰ-1和Ⅰ-2两个砂岩组。
3.1.2构造落实
锦6块热河台油层构造形态是由南北两条断层夹持的一个背斜圈闭，走向北东，构造高点靠近北断层，地层产状西陡东缓，形成西北高、东南低构造格局。
3.1.3储层发育情况
热河台沉积时期，随着水体的减退，北西向物源供给能量减弱，湖底扇进一步萎缩，扇体规模明显变小，湖底扇外扇—深湖泥相范围增大。受其影响，砂体分布范围及累积厚度也逐步减小，沙三上热河台砂体沿西南向东北方向逐渐变薄，砂体的最厚部位在锦2-7-308井区附近，最大厚度有100米，在井区的东北部砂体发育较薄。研究工区内和各套含油层系比较，油气层零星分布在各个井区，受构造和岩性双重因素控制，油层厚度一般在10～50m。气层厚度一般在5～15m。油层埋深在1970-2100m，含油井段长8-155m。单井油气层最大厚度为63m，最薄为1.3m，单层油层最大厚度为19m，最小为1.0m，为中-厚层块状油藏。
热河台油层为构造—岩性油气藏，油藏平面分布特征受沉积砂体及其微相带分布、构造形态因素控制。其中油层平面分布以沟道砂体和沟道坝砂体的空间分布为油储分布的主控因素，垂向上构造形态为油水边界的控制因素，全区共发育5个单砂体，各砂体独立成藏，有独立的油气界面和油水界面。油水最小流动单元为同一断块内同一沟道砂体。
从电测曲线及试油试采资料表明，垂向上油水分布有6种形式：1.全段存油，2.全段存气，3.全段存水，4.上气下油，5.上气下水，6上水下油，由于岩性的制约，全块无统一油水界面。
3.1.4 流体性质及高压物性
地面原油密度0.8871g/cm3，原油粘度7.56mpa·s，地层水总矿化度2427mg/L，水型为NaHCO3。原始地层压力18.1MPa，原始饱和压力16.5MPa。
3.1.5储量复算，断块潜力大
该区上报石油地质储量47×104t，通过地质认识，含油面积增加0.15km2，油层平均厚度为16.9m，区块石油地质储量为64.5×104t，含氣面积0.1km2，气层平均厚度为5.5m，区块地质储量为0.3775×108m3。
3.2开展剩余油研究，实现断块二次复产
由于沙三段油气藏的特点，砂岩透镜体油气藏，砂体连通性差，单砂体面积小，不适合注水等二次开发，自2010年以来，采用侧钻挖潜剩余油气潜力效果显著，共部署侧钻井3口，累产油7097吨，累产气1253万方。
（作者单位：中石油辽河油田公司锦州采油厂）
关键词：岩性油气藏;储层;油气水关系;三维地震技术;储层预测技术
1.前言
该块1980年投入开发，初期采用边部注水开发方式，初期投产的三口井日产油均在30t以上，同年投注边部两口井不吸水，累注水95方。88年全块因供液差而停产，1993年部署新井一口，初期日产油58t，96年部署侧钻井一口，日产气10000方，99年分别投产两口井，投产后均高含水;2010年部署侧钻一口，初期日产油13t，日产气11000方。目前全块均已停产上返至兴隆台油层。从生产特征来看，区块储层变化大，地质认识不清，仍具有较大的潜力。
2.断块开发上的几点认识
2.1区块内油井投产初期产量较高，均自喷生产，日产油在30吨以上。累计产油量高，初期投产的三口井累计产油15.8万吨，基本不含水，后期均因供液差而上返。
2.2水驱效果差，1980年投注一口井井，注不进，1981年转注一口，累计注水20.62万方，未见名显效果，分析原因是砂体不连续。
2.3动态上认识砂体连通性差，从老井初期产能高，投产后递减快，后期均供液差不出而停产，表明区块地层能量严重不足，但后期调整部署井产能效果表明，部分区域仍然保持较高的地层能量，说明区块砂体连通性较差。
3.断块二次开发研究
3.1地质特征再认识
3.1.1地层划分对比
热河台油层划分为Ⅰ、Ⅱ两个油组，其中Ⅱ油组发育大套泥岩，储层主要分布在Ⅰ油组，油层发育，Ⅰ油组划分为Ⅰ-1和Ⅰ-2两个砂岩组。
3.1.2构造落实
锦6块热河台油层构造形态是由南北两条断层夹持的一个背斜圈闭，走向北东，构造高点靠近北断层，地层产状西陡东缓，形成西北高、东南低构造格局。
3.1.3储层发育情况
热河台沉积时期，随着水体的减退，北西向物源供给能量减弱，湖底扇进一步萎缩，扇体规模明显变小，湖底扇外扇—深湖泥相范围增大。受其影响，砂体分布范围及累积厚度也逐步减小，沙三上热河台砂体沿西南向东北方向逐渐变薄，砂体的最厚部位在锦2-7-308井区附近，最大厚度有100米，在井区的东北部砂体发育较薄。研究工区内和各套含油层系比较，油气层零星分布在各个井区，受构造和岩性双重因素控制，油层厚度一般在10～50m。气层厚度一般在5～15m。油层埋深在1970-2100m，含油井段长8-155m。单井油气层最大厚度为63m，最薄为1.3m，单层油层最大厚度为19m，最小为1.0m，为中-厚层块状油藏。
热河台油层为构造—岩性油气藏，油藏平面分布特征受沉积砂体及其微相带分布、构造形态因素控制。其中油层平面分布以沟道砂体和沟道坝砂体的空间分布为油储分布的主控因素，垂向上构造形态为油水边界的控制因素，全区共发育5个单砂体，各砂体独立成藏，有独立的油气界面和油水界面。油水最小流动单元为同一断块内同一沟道砂体。
从电测曲线及试油试采资料表明，垂向上油水分布有6种形式：1.全段存油，2.全段存气，3.全段存水，4.上气下油，5.上气下水，6上水下油，由于岩性的制约，全块无统一油水界面。
3.1.4 流体性质及高压物性
地面原油密度0.8871g/cm3，原油粘度7.56mpa·s，地层水总矿化度2427mg/L，水型为NaHCO3。原始地层压力18.1MPa，原始饱和压力16.5MPa。
3.1.5储量复算，断块潜力大
该区上报石油地质储量47×104t，通过地质认识，含油面积增加0.15km2，油层平均厚度为16.9m，区块石油地质储量为64.5×104t，含氣面积0.1km2，气层平均厚度为5.5m，区块地质储量为0.3775×108m3。
3.2开展剩余油研究，实现断块二次复产
由于沙三段油气藏的特点，砂岩透镜体油气藏，砂体连通性差，单砂体面积小，不适合注水等二次开发，自2010年以来，采用侧钻挖潜剩余油气潜力效果显著，共部署侧钻井3口，累产油7097吨，累产气1253万方。
（作者单位：中石油辽河油田公司锦州采油厂）