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【摘要】曙2-6-6块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段，主要开发层位为杜家台油层，油品为稀油。经过40多年的注水开发，目前井距为200-250m，整体上普遍注水见效。目前采出程度达43.9%，目前方式下区块预测水驱采收率48.05%。但受储层、井网、水驱效果影响，区块平面上存在注水受效不均等问题。本次在研究区块西部纵向动用不均的前提下，重新落实区域剩余油分布规律，并结合现有井网，进行调整部署研究，提高区块西部开发效果。
【关键词】稀油 注水开发 动用不均 剩余油分布 改善開发效果
一、研究背景
曙2-6-6块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段。构造形态为一被断层复杂化的单斜，大体上有西北向东南下降的趋势。开发目的层为杜家台油层，油藏埋深1890-2260m，含油面积4.79Km2，地质储量871×104t，可采储量374 ×104t，油层平均有效厚度19.6m，油藏类型为构造-岩性油藏。
储层为扇三角洲前缘亚相沉积，油层分为3个油层组（杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ），10个砂岩组及30个小层。储层砂体最大厚度为99.6m，最小5.6m，平均41.06m。主要发育杜Ⅱ组。储层中孔、中高渗，碳酸盐含量中等，泥质含量高。油层发育受构造和岩性双重控制，平面上连片分布，主体部位厚度较大，边部变薄，向东逐渐过渡为水层。主要发育杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组。其中杜Ⅰ组、杜Ⅱ组油层全区分布，为主力油层组;杜Ⅲ局部发育。杜Ⅰ组为油层，杜Ⅱ组为边底水油藏，油水界面在-2200m左右，杜Ⅲ油水界面不统一。
区块自1976年开始采用一套层系注水开发，经过两次井网调整，目前为200-250m不规则面积注采井网。截止调整部署前，区块目前共有采油井57口，开井42口，日产油56吨，平均单井1.4吨，含水91.8%，累产油382.6万吨，采油速度0.2%，采出程度43.9%;注水井31口，开井19口，日注水390方，累注水2333万方，累注采比1.18。
二、调整潜力分析
曙2-6-6块开发整体取得较好效果，但受储层、井网、水驱效果影响，西部开发效果相对较差，仍具有一定调整潜力。曙266西部与主体对比注采井网不完善，井网控制程度低，注采井数比0.4;油井开井率低，为57%，注水井开井率低，仅为33%;采出程度24.7%。区域注水与主体对比见效差，曙266主体水驱控制程度高，水驱效果好，油井普遍受效，双向及多项受效比例为89%;而西部井区注水见效差，以单项受效为主，双向及多项受效比例仅为36%。
一是具备一定物质基础
区块目前整体采出程度43.9%，但平面动用不均，主体采出程度达48.8%;西部井区采出程度仅为24.7%，具有井网调整潜力。按目前西部区域预测最终采收率仅为33.2%。
二是油井具有一定产能
1、油井初期产能高，单井累产油高;曙2-6-6西部井区历史上共投产油井31口，平均初期单井日产油23.3t，单井累产油1.7万吨。其中加密三次，末次加密14口，平均初期单井日产油12t，单井累产油1.1万吨，目前日产油2.9t/d。
2、物性差的储层仍具备一定产能。2018年以来对区域两口井，低阻油层进行挖潜，取得一定效果。区域解释厚度在1m以下，RT在5欧姆左右的低阻薄层还有14口井，36.1m/42层，仍具备一定的产能。
三是具有水驱调整的基础
1、早期井距大于350时，注水见效不明显;断层边部储层发育较差，井距大于350m时注水见效不明显;注水井杜10、曙2-5-01、曙2-5-001井注水后，周围无明显见效油井，有注无采，后期因注水压力高注不进关井。
2、井距在250m内，注水见效明显，油井累产油高。二次加密后井距变为250m，曙2-5-003、曙2-5-04、曙2-4-002井注水后，见效油井曙2-5-001、杜10、曙2-5-03等取得较高产量，单井累产量达7.2万吨。
3、分层注水可提高纵向动用程度。1993年11月对曙2-5-4井进行分注后，吸水剖面显示杜Ⅰ组吸水量增加，邻井曙2-06-05油量上升。
四是具有较高地层压力。曙266区块主体累积注采比1.08;边部注采比高达1.49，区域目前地层压力15.5MPa，压力系数0.83，保持了较高的压力水平。
五是水淹程度较低。区块西部纵向储层条件差异较大，导致纵向上水驱效果差异较大。纵向上各砂岩组吸水量分布不均。杜Ⅱ1-4吸水好，动用程度达到72%以上， 而杜Ⅰ组较差。杜Ⅰ组：油层物性差、厚度薄、吸水能力弱，部署区域基本均为弱淹区，仅局部井组水驱效果好，剩余油连片分布。杜Ⅱ组：杜Ⅱ1-4、杜Ⅱ5-7水淹程度较高，杜Ⅱ8-11水淹程度相对较低，存在低水淹区。
三、调整部署方案
立足于重建曙2-6-6西部注采井网，在充分利用老井的前提下，完善注采井网6个，部署新井5口，侧钻井2口，大修1井次。在西北部断层边部低水淹区挖潜新井2口，侧钻井1口。
四、经济效益评价及效果
本次7口新增部署井预测单井平均进尺2100 m，3口侧钻井预测平均单井进尺700m。根据曙2-6-6西加密井年度生产规律，新井平均日产取3.3t，从第四年开始年递减率在3%左右。10口直井，单井日产能力3.3t，年建产能990t。15年累产油达11万吨，平均单井产油1.1万吨。平均单井投资 659万元，财务净现值 78万元，投资回收期 8.1年，内部收益率8.84%。
参考文献：
[1] 孔祥玲. 欢喜岭稀油区块后期提高开发效果分析及下步打算[J]. 石化技术， 2017， 24（009）：155-155.
[2]余波. 稀油"双高期"剩余油分布规律研究[J]. 自然科学（文摘版）， 2016， 000（001）：00154-00154.
[3]窦松江，周嘉玺.复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对策[J].石油勘探与开发，2003（5）：90-93.
作者简介：黄晓静，男，1984年1月出生于安徽巢湖，汉族，工程师，2006年毕业游中国石油大学（华东），现于中国石油辽河油田分公司曙光采油厂地质研究所从事产能建设工作。
中油辽河油田公司曙光采油厂 辽宁 盘锦 124109
【关键词】稀油 注水开发 动用不均 剩余油分布 改善開发效果
一、研究背景
曙2-6-6块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段。构造形态为一被断层复杂化的单斜，大体上有西北向东南下降的趋势。开发目的层为杜家台油层，油藏埋深1890-2260m，含油面积4.79Km2，地质储量871×104t，可采储量374 ×104t，油层平均有效厚度19.6m，油藏类型为构造-岩性油藏。
储层为扇三角洲前缘亚相沉积，油层分为3个油层组（杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ），10个砂岩组及30个小层。储层砂体最大厚度为99.6m，最小5.6m，平均41.06m。主要发育杜Ⅱ组。储层中孔、中高渗，碳酸盐含量中等，泥质含量高。油层发育受构造和岩性双重控制，平面上连片分布，主体部位厚度较大，边部变薄，向东逐渐过渡为水层。主要发育杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组。其中杜Ⅰ组、杜Ⅱ组油层全区分布，为主力油层组;杜Ⅲ局部发育。杜Ⅰ组为油层，杜Ⅱ组为边底水油藏，油水界面在-2200m左右，杜Ⅲ油水界面不统一。
区块自1976年开始采用一套层系注水开发，经过两次井网调整，目前为200-250m不规则面积注采井网。截止调整部署前，区块目前共有采油井57口，开井42口，日产油56吨，平均单井1.4吨，含水91.8%，累产油382.6万吨，采油速度0.2%，采出程度43.9%;注水井31口，开井19口，日注水390方，累注水2333万方，累注采比1.18。
二、调整潜力分析
曙2-6-6块开发整体取得较好效果，但受储层、井网、水驱效果影响，西部开发效果相对较差，仍具有一定调整潜力。曙266西部与主体对比注采井网不完善，井网控制程度低，注采井数比0.4;油井开井率低，为57%，注水井开井率低，仅为33%;采出程度24.7%。区域注水与主体对比见效差，曙266主体水驱控制程度高，水驱效果好，油井普遍受效，双向及多项受效比例为89%;而西部井区注水见效差，以单项受效为主，双向及多项受效比例仅为36%。
一是具备一定物质基础
区块目前整体采出程度43.9%，但平面动用不均，主体采出程度达48.8%;西部井区采出程度仅为24.7%，具有井网调整潜力。按目前西部区域预测最终采收率仅为33.2%。
二是油井具有一定产能
1、油井初期产能高，单井累产油高;曙2-6-6西部井区历史上共投产油井31口，平均初期单井日产油23.3t，单井累产油1.7万吨。其中加密三次，末次加密14口，平均初期单井日产油12t，单井累产油1.1万吨，目前日产油2.9t/d。
2、物性差的储层仍具备一定产能。2018年以来对区域两口井，低阻油层进行挖潜，取得一定效果。区域解释厚度在1m以下，RT在5欧姆左右的低阻薄层还有14口井，36.1m/42层，仍具备一定的产能。
三是具有水驱调整的基础
1、早期井距大于350时，注水见效不明显;断层边部储层发育较差，井距大于350m时注水见效不明显;注水井杜10、曙2-5-01、曙2-5-001井注水后，周围无明显见效油井，有注无采，后期因注水压力高注不进关井。
2、井距在250m内，注水见效明显，油井累产油高。二次加密后井距变为250m，曙2-5-003、曙2-5-04、曙2-4-002井注水后，见效油井曙2-5-001、杜10、曙2-5-03等取得较高产量，单井累产量达7.2万吨。
3、分层注水可提高纵向动用程度。1993年11月对曙2-5-4井进行分注后，吸水剖面显示杜Ⅰ组吸水量增加，邻井曙2-06-05油量上升。
四是具有较高地层压力。曙266区块主体累积注采比1.08;边部注采比高达1.49，区域目前地层压力15.5MPa，压力系数0.83，保持了较高的压力水平。
五是水淹程度较低。区块西部纵向储层条件差异较大，导致纵向上水驱效果差异较大。纵向上各砂岩组吸水量分布不均。杜Ⅱ1-4吸水好，动用程度达到72%以上， 而杜Ⅰ组较差。杜Ⅰ组：油层物性差、厚度薄、吸水能力弱，部署区域基本均为弱淹区，仅局部井组水驱效果好，剩余油连片分布。杜Ⅱ组：杜Ⅱ1-4、杜Ⅱ5-7水淹程度较高，杜Ⅱ8-11水淹程度相对较低，存在低水淹区。
三、调整部署方案
立足于重建曙2-6-6西部注采井网，在充分利用老井的前提下，完善注采井网6个，部署新井5口，侧钻井2口，大修1井次。在西北部断层边部低水淹区挖潜新井2口，侧钻井1口。
四、经济效益评价及效果
本次7口新增部署井预测单井平均进尺2100 m，3口侧钻井预测平均单井进尺700m。根据曙2-6-6西加密井年度生产规律，新井平均日产取3.3t，从第四年开始年递减率在3%左右。10口直井，单井日产能力3.3t，年建产能990t。15年累产油达11万吨，平均单井产油1.1万吨。平均单井投资 659万元，财务净现值 78万元，投资回收期 8.1年，内部收益率8.84%。
参考文献：
[1] 孔祥玲. 欢喜岭稀油区块后期提高开发效果分析及下步打算[J]. 石化技术， 2017， 24（009）：155-155.
[2]余波. 稀油"双高期"剩余油分布规律研究[J]. 自然科学（文摘版）， 2016， 000（001）：00154-00154.
[3]窦松江，周嘉玺.复杂断块油藏剩余油分布及配套挖潜对策[J].石油勘探与开发，2003（5）：90-93.
作者简介：黄晓静，男，1984年1月出生于安徽巢湖，汉族，工程师，2006年毕业游中国石油大学（华东），现于中国石油辽河油田分公司曙光采油厂地质研究所从事产能建设工作。
中油辽河油田公司曙光采油厂 辽宁 盘锦 124109