沈尘

摘 要：锦36块于1982年投入开发，1993年断块便进入低速开发阶段，通过老井堵水、“水层”试采及综合调整等措施，断块产能得到一定恢复，说明断块还具有一定挖潜潜力，项目充分利用VSP测井成果、录测井及生产动态资料进行综合研究，落实了断块构造模型、沉积相模型、储集层模型及油水分布模型，落实了油藏地质储量，并通过开发特征研究弄清了油藏剩余油分布情况，提出了以重新调整部署、转换开发方式等挖潜方案。

关键词：地质特征;地质储量;挖潜方向;

1 概况

锦36块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南端。北为锦45块，主要目的层为兴隆台和于楼油层，1986年于楼油层上报含油面积0.5km2，石油地质储量81×104t，兴隆台油层上报含油面积0.5km2，石油地质储量51×104t。

2 地质特征研究

2.1 地层及层组划分

2.1.1地层

根据钻探及试油试采资料，本区在中生界油层、杜家台油层、兴隆台油层、于楼油层及马圈子油层均见到较好含油气显示，其中沙四段的杜家台油层，沙一二段于楼及兴隆台油层是本区的主力油层;而本次研究主要目的层为于楼及兴隆台油层。

2.1.2层组划分

按照标准层控制和沉积旋回逐级划分的原则，根据岩性组合及电性特征，将本次研究目的层划分为于楼油层和兴隆台油层，并将于楼油层进一步划分为于Ⅰ油层组和于Ⅱ油层组，将兴隆台油层划分为沙一下段兴Ⅰ油层组和沙二段兴Ⅱ油层组。

2.2 构造特征

锦36块为一被北部北东东向断层控制下的断块构造，内部被三条近北东向正断层作用将断块分割为三个次级断块。[1]

2.3 沉积相特征

从辽河断陷盆地西部凹陷的整体构造、沉积演化史看，沙一、二阶段正处于盆地收敛期的扇三角洲发育阶段，锦36井区沙一、二段为该沉积背景下的一个局部，通过对其主力含油层沉积微相模式分析，该区沙一、二段为扇三角洲前缘亚相沉积。

2.4 储层特征

2.4.1储层岩性特征

上部为一套灰色泥岩、泥质粉砂岩、灰白色砂岩、含砾砂岩，砂砾岩及两层块状黑灰色玄武岩。中部为一套深灰色泥岩，灰白色含砾砂岩，长石砂岩，及棕褐色油侵粉砂岩。下部为一套灰白色砂砾岩、长石含砾砂岩、夹深灰色泥岩、钙片页岩及浅灰色粉砂岩。

2.4.2储层物性特征

储层物性较好，于楼油层孔隙度28%，渗透率1.96μm2，泥质含量8.8%;兴隆台油层孔隙度26%，渗透率0.56μm2，泥质含量9.6%。

2.4.3储层发育

该区兴隆台油层及于楼油层储层宏观是以薄-中厚层状砂岩及含砾砂岩为主。其砂体发育总体是相对较稳定，但在一定程度在受到相模式控制，东西两个砂坝发育区储层厚度相对较大，并向河道兩侧逐渐变薄。

2.5 油气水分布及油气层发育

锦36块兴隆台及于楼油层油层发育主要受构造控制，同时在一定程度上受到岩性影响，总体上表现为构造高部位油层厚度较大，并向低部位逐渐变薄，各次级断块内各砂岩组有自己独立的油气水界面。

2.6 流体性质

于楼油层：20℃时地面原油密度0.9570g/cm3，50℃地面原油粘度33.6mPa.s，凝固点-19℃，含蜡3.55%，含沥青胶质14.77%。地层水类型为NaHCO3，地层水总矿化度2548.6mg/L。

兴隆台油层：20℃时地面原油密度0.9413g/cm3，50℃地面原油粘度25.63mPa.s，凝固点-16℃，含蜡4.04%，含沥青胶质25.19%。地层水类型为NaHCO3，矿化度2741.2mg/L。

2.7 储量复算

总体说来，锦36块沙一二段石油地质储量有所减少，由132×104t减少至101×104t，天然气储量由0.5×108m3增加至0.64×108m3。

3 开发历程及现状

锦36块从1979年对锦36井进行试油获工业油气流，1982年7月和8月投产了锦36井和锦2-22-16井获高产工业油气流， 1982年至1990年由于不断有新井投产且初期产量均较高，加之对部分老井实施挖潜措施效果较好，使断块一直保持较高产能，断块最高日产油达到136t/d，采油速度达到5.6%，采油速度在1%以上共保持了8年。之后由于老井含水迅速上升，使断块产能下降较快，1992年后，断块日产油一般仅在5t/d左右，采油速度仅为0.2%左右，处于低速开发阶段。

通过对老井实施试采“水层”、堵水等措施，特别是近几年在断块进行调整部署使断块产能得到较大的恢复，采油速度恢复到1%以上。

目前断块总井15口，开井11口，日产油25.5t/d，日产气2.7580×104m3/d，日产水164m3/d，综合含水86.5%，采油速度1.1%，采气速度17.0%，累产油19.7093×104t，累产气1789×104m3，累产水98.9604×104m3，石油采出程度19.5%，天然气采出程度27.95%。

4 开发特点

4.1 不同次级断块开发效果不一

4.2 锦36块和锦2-22-115块边底水能量充足

锦36次级块和锦2-22-115块边底水水体较大，地层能量充足，储层物性相对较好，使油井生产动态表现为产液量一直保持相对稳定，起到了很好的水驱效果。

5 潜力分析[2]

5.1 转水驱潜力

锦36块的锦2-22-15次级块的油藏实际决定其具有转水驱潜力：（1）边底水能量不足决定采用天然能量开发效果较差;（2）储层发育较稳定，连通性好为转注水开发提供了条件;（3）转注水开发可以获得较高的开发效果。

5.2 井网控制程度较低，部分井区具有调整部署潜力

5.3 低采出程度区域还具有一定潜力

6 项目实施效果

6.1 调整部署效果良好

根据断块实际，共部署调整井5口，完钻后取得了较好效果，获得了良好的增油增气效果，初期日产油54t/d，日产气3.3476×104m3/d，综合含水62.2%，至目前已累增油6887t，累增气254.8×104m3。

6.2 老井措施增油增气效果明显

在利用调整井对断块实施挖潜的同时，我们也利用综合研究成果对两口高含水老井（锦2-22-115和锦2-22-116）实施了挖潜措施，初期日产油10t/d，日产气1.4914×104m3/d，日产水26m3/d，综合含水72.2%，至目前已累增油776t，累增气288.8×104m3。

6.2 转水驱待实施，预计增油效果明显

通过对该块实施转注水开发，预计将采收率由16%提高至31.9%，增加可采储量4.5×104t。

6.3 经济效益显著

该项目已实施措施累增油0.7663×104t，累增天然气543.6×104m3，预计可创效1858.3万元。

7 结论及建议

7.1 运用多种手段对复杂断块开展综合地质研究，是提高复杂断块高效挖潜的必要条件。

7.2 建议加快锦2-22-15块转水驱工作进度，尽快实现注水开发，从而提高其开发效果。

7.3 从目前井网看，锦2-22-115块于楼油层和锦36块兴隆台油层高部位井网控制程度较差，而该块油气水分布主要受构造控制，在其未很好控制的高部位应是剩余油富集区，可以通过侧钻或部署新井挖潜。

参考文献：

[1]朱光明.垂直地震剖面方法.北京：石油工业出版社，1998.

[2]李茂林，等.油田开发地质基础.北京：石油工业出版社，1991.