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注水为主吞吐为辅 实现曙1 —6 —1 2 块高效开发 周万山1 董旭昊1 刘奇鹿1 李洪海2 ( 1 辽河油田分公司曙光采油厂2 辽河油田分公司开发处) 摘要曙1 —6 —1 2 断块属于浊积厚层砂砾岩、中高渗中质稠油油藏，开发目的层为下第 三系沙河街组三段大凌河油层，油层发育好，地质储量丰度高自1 9 8 0 年9 月开始注水开发， 经历2 2 年的开发，目前采油速度仍在2 ％左右，地质储量采出程度3 5 ．1 6 ％，可采储量采出程度 达8 4 ．1 ％，实现了高速高效开发主要做法：注水为主，吞吐为辅，综合调整 一、地质概况 曙l 一6 —1 2 块大凌河油藏，位于西部凹陷西斜坡中段，西连曙1 —7 —8 块，东接曙2 —6 —6 块，南I 临杜8 1 块，北靠杜3 2 断层与杜6 块相邻，开发目的层为大凌河油层上报 含油面积1 ．4 k m 2 ，地质储量5 8 7 ×1 0 4 t 现地面井网密度已达4 2 ．9 口／k m 2 ( 一) 构造特征 曙1 —6 —1 2 块大凌河油层为一北西向南东倾斜的单斜，构造形态平缓，中部表现局部 平台特点，构造高点在曙1 —6 —0 5 井，平台顶位于曙l 一6 一0 1 1 一曙1 —7 —0 1 2 井一线， 闭合高度2 0 0 m 。

( 二) 沉积特征 曙1 —6 —1 2 块大凌河油层为湖盆水下扇浊积体，属扇中亚相沉积沉积中心在曙1 —6 —0 9 一曙1 一0 5 —1 7 井一带，平面上砂体由西向东呈扇形展布，在东部形成两个小的分支 油藏埋深1 3 3 0 - - 1 4 9 0 m ，油层平均有效厚度3 3 ．2 m ，纵向上可划分4 个油层组、6 个砂岩 组、9 个小层，隔层条件差，主砂体部位隔层厚度一般在0 ．5 ～1 ．O m 平面厚度变化很大 位于水道中流线的曙1 —5 —0 1 7 井附近砂体厚度达1 5 0 m ，向水道间逐渐变薄，曙1 —6 —0 5 井附近约5 0 m ( 三) 储层物性 大凌河油层储层物性好，属高孔高渗储层孔隙度最大3 6 ．9 ％，一般为2 3 ．5 ％～ 3 0 ．3 ％，平均2 6 ．2 ％；渗透率最高1 8 ．9 9 5 t t m 2 ，一般1 ．2 6 9 ～8 ．6 8 9 耻2 ，平均4 ．1 7 3 t 』m z 纵向上各砂体物性差异较明显，Ⅱ组物性相对好，平均孔隙度2 6 ．1 ％，渗透率4 ．5 6 3 t m a z 据3 口井垂直渗透率样品资料分析，最大为1 2 ．0 6 5 9 r n 2 ，一般在0 ．1 3 8 ～8 ．0 3 4 ／L m 2 ，平均 2 ．5 1 2 t t m 2 。

同深度的水平渗透率、垂直渗透率一般为1 ．1 ～1 ．5 ·2 8 2 · ( 四) 油藏类型 曙1 —6 —1 2 块大凌河油藏以浊积岩被泥岩包围为主要圈闭条件，砂体侧向尖灭为泥岩， 油层只富集于砂体之中，断层、泥岩形成遮挡，自成独立的油水系统，全块有统一的油水界 面因此，从成因上分，该油藏为岩性一构造油藏；从油水分布特点看，为块状边底水油 藏 ( 五) 流体性质 曙1 —6 —1 2 块大凌河油层原油类型为中质稠油，原油密度( 2 0 1 3 ) 一般为0 ．9 5 2 6 ～ O ．9 6 2 8 9 ／c m 3 ，平均0 ．9 5 7 1 9 ／c m 3 ，地层条件下原油粘度6 9 m P a ·s ；地面脱气原油粘度 ( 5 0 ℃) 3 5 4 ．3 6 ～9 0 4 ．0 4 m P a ·s ，胶质+ 沥青质含量3 0 ％～4 0 ％，含蜡3 ．9 8 ％，凝固点 一3 ．1 ℃ ( 六) 压力与温度 曙1 —6 —1 2 块大凌河油层平均油层中深1 3 9 5 m ，原始地层压力1 4 ．O M P a ，压力系数 1 ．0 1 ，接近静水柱压力目前地层压力8 ．3 M P a ，地层温度5 0 ℃，地温梯度3 ．3 1 3 ／l O O m 。

二、开发历程及现状 ( 一) 开发历程 曙1 —6 —1 2 块自1 9 8 0 年投入开发以来，依据其开发特点及产量变化情况等可划分为3 个开发阶段 1 ．上产阶段( 1 9 8 0 一1 9 8 5 年) 曙1 —6 —1 2 块虽属稠油油藏，但储层物性较好，连通程度高，其油品性质、油藏类型 等都具备常温注水开发的条件，因此采用2 5 0 m 井距正方形五点法面积井网投入开发，并实 施早期注水 1 9 8 5 年区块创年产油1 5 ．8 7 ×1 0 4 t ／a ，平均日产油水平为4 3 5 t ／d ，采油速度2 ．7 ％的历 史最高水平该阶段共投产油井总数为1 6 口，开井1 6 口；注水井5 口，开井51 3 ，阶段注 水3 6 ．6 4 5 3 ×1 0 4 m 3 ，阶段产油4 1 ．2 2 9 ×1 0 4 t ，阶段产水5 ．3 4 1 9 ×1 0 4 m 3 ，阶段采出程度 7 ．0 2 ％ 该阶段生产特点表现为：“一高、一稳、一快、一低” 一高：油井单井日产油量高，平均单井日产油2 2 ．9 t ／d 一稳：区块压力水平稳定，一直保持在1 3 M P a 左右。

一快：日产油水平上升快，由阶段初的3 6 t ／d ，迅速上升到阶段末的4 0 7 t ／d 一低：综合含水低，平均为7 ．3 ％ 2 ．稳产阶段( 1 9 8 6 ～1 9 9 5 年) 1 9 8 6 年以来，通过动态配注、整体调剖等措施使区块产量保持稳定，在中部进行周期 注水的同时，边部辅以蒸汽吞吐取得了较好的效果，断块日产油由1 9 8 6 年底的2 4 6 t ／d 上升 到1 9 8 8 年6 月的3 6 4 t ／d ，各种措施的综合运用使该阶段区块产量保持相对稳定 该阶段油井总数为1 8 口，开井1 5 口；注水井9 口，开井6 口，阶段注水3 3 9 ．4 8 7 3 × 1 0 4 矗，阶段产油8 9 ．9 6 6 4 ×1 0 4 t ，阶段产水1 0 3 ．9 6 ×1 0 4 t ，阶段采出程度1 5 ．3 3 ％ 该阶段生产特点表现为：“二稳、一快、一慢 ·2 8 3 - 二稳：单井日产油稳定，平均日产油2 5 0 t ／d 左右；年产油稳定，年产油量在9 ×1 0 4 t ／a 左右 一快：综合含水上升快，由阶段初的3 4 ％上升到阶段末的7 1 ％，年均上升4 ％。

一慢：压力下降缓慢，年均压力下降0 ．1 M P a ／a 3 ．二次上产阶段( 1 9 9 6 年至今) 曙1 —6 —1 2 块由于注水开发早，注水量调配及时合理，地层压力保持较好，1 9 9 5 年仍 为I l M P a ，较原始地层压力仅下降3 M P a 另外，由于基础井网井距较大，有充分调整的余 地1 9 9 6 年以来，通过井网加密调整，配合注水井调注，采油井酸化解堵、吞吐引效等措 施获得了好的效果，此阶段共投产新井3 6E l ，断块日产油由2 0 0 t ／d 上升到1 9 9 9 年1 月最高 时的4 4 4 t ／d ，年产油由1 9 9 8 年的9 ．7 x 1 0 4 t 上升到1 9 9 9 年的1 2 ．4 6 ×1 0 4 t ，而后产量稳定 该阶段油井总数为5 1 口，开井4 6 口；注水井9 口，开井8 口，阶段注水2 3 6 ．9 9 4 9 × 1 0 4 m 3 ，阶段产油7 4 ．3 6 2 2 ×1 0 4 t ，阶段产水1 7 1 ．9 3 3 1 x 1 0 4 t ，阶段采出程度1 2 ．6 7 ％ 该阶段生产特点表现为：“一稳、一快、一大、一慢。

一稳：综合含水稳定，该阶段含水基本在6 6 ％～7 4 ％之间波动 一快：日产油水平上升快，由1 9 4 t ／d 上升到3 2 3 t ／d ，年均上升2 1 ．5 t ／a 一大：蒸汽吞吐引效比重加大，稳产阶段年均注汽O ．4x1 0 4 t ／a ，二次上产阶段年均注 汽量为2 ．7 x1 0 4 t ／a ．年均注汽上升了2 ．3 ×1 0 4 t ／a 一慢：压力下降缓慢，年均压力下降0 ．5 M P a ／a ( 二) 开发现状 截止2 0 0 2 年1 1 月底，全块共有油井5 1 口开井4 5 口，平均E l 产液l O l l t ／d ，日产油 2 8 3 t ／d ，综合含水7 2 ％，采油速度1 ．7 6 ％，累积采油2 0 6 ．4 0 5 9 ×1 0 4 t ，累积采水2 8 3 ．4 1 8 8 x 1 0 4 t ，采出程度3 5 ．1 6 ％，已采出可采储量的8 4 ．1 ％( 目前标定采收率4 1 _ 8 ％) 有注水 井9 口，开井8 口，平均日注水7 9 6 n 一／d ，月注采比O ．8 7 ，累积注采比1 ．1 1 蒸汽吞吐引 效累计1 3 7 井次，累计吞吐注汽2 6 ．1 ×1 0 4 t 。

三、油田实现高效开发的主要做法 ( 一) 上产阶段 1 ．油井投产完善井网 通过对试采井认识的不断深化，全块开发井采取滚动扩边、调整实施等措施逐步完善基 础井网，到1 9 8 5 年底共投产油井1 6 口，油藏基础井网实施完毕，断块日产油4 0 7 t ／d ，综合 含水2 0 ．5 ％，累计产油4 1 ．2 ×1 0 4 t 水井转注补充能量 为了及时补充地层能量，确保油藏实现高效开发，该阶段共投转注水井5 口，日注水 5 9 9 m 3 ，累积注水3 6 ．6 ×1 0 4 m 3 注采井网趋于完善，油藏进入水驱开发阶段，油井普遍见 到注水效果，地层压力上升，产量增加，开发指标提高，但区块仍具备较大的开发潜力 ( 二) 稳产阶段 1 ．合理动态配注．控制含水上升 1 9 8 5 年由于区块年采油速度高达2 ．7 ％，注水工作没有及时跟上，1 9 8 6 年下半年注采 ·2 8 4 · 比过大，达1 ．5 8 ，使年含水上升率高达8 ．1 ％，造成1 9 8 6 年产量急剧下降 1 9 8 7 年以后，通过油藏工程研究，确立了该块注水开发的基本原则，即从选择合理注 采比人手，宏观控制地层压力，控制含水上升速度。

国内外油田的开发实践表明，注水开发 油田若要获得好的开发效果其地层压力一般应保持在原始地层压力的7 0 ％～8 0 ％为佳曙1 —6 —1 2 块地层压力应保持在I O M P a 左右 根据以上原则，在对各注水井组见效情况详细分析的基础上，实施了按月进行动态配 水，使注采比保持在1 ～1 ．2 之问，年综合含水上升率控制在3 ％以下 2 ．边部吞吐实验效果十分显著 ’ 曙1 —6 —1 2 块平面上油品性质差异明显，南北两个局部区域原油粘度高，杜5 5 井以南 地面脱气原油粘度为1 0 0 0 - - 1 5 0 0 m P a ·s ；北部曙1 —7 —2 7 ～曙1 —7 —2 6 井附近，地面脱气 原油牯度范围达2 0 0 0 - 8 0 0 0 n u o a ．s o 区块中部地面脱气原' 摘粘度相对较小，在8 0 0 m P a ·s 以 下原油性质的差异决定了注水主要见效区分布在粘度8 0 0 m P a ·s 以下的区块中部，高粘度 区域注水不见效，开发效果差 针对这一情况，1 9 8 7 年开始对边部不见效井实施蒸汽吞吐并获得成功曙1 —6 —9 井 1 9 8 7 年5 月进行吞吐，注汽2 1 2 4 t ，放喷2 0 1 d ，产油5 6 3 6 t ，后转下泵生产至今，累计产油 4 ．6 6 ×1 0 4 t 。

此后相继吞吐的3 口井( 杜5 5曙1 —5 —0 1 7曙1 —6 —0 1 3 ) 平均注汽 3 1 1 6 t ，平均周期生产天数1 0 7 7 ．2 d ，周期产油t 7 3 8 2 t ，周期产水5 2 1 t ，油汽比。