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【摘 要】兴隆台采油厂勘探开发四十余年，主要依靠动用新区储量、加密老区调整、老井措施挖潜及转变开发方式实现了老区产量稳定。但目前面临资源接替紧张、主力油田开发调整余地小、复杂断块油田稳产程度差且措施挖潜难度加大等问题，为油田持续发展造成难度。老油田深度开发理念的不断深入、精细油藏描述的广泛运用，是老油田二次开发的基础，水平井技术的成功应用及大量资金的投入为老油田二次开发提供了技术支撑和保障。兴采老油田围绕深度开发理念，以精细注水为中心，应用水平井技术，实现了老区产量递减幅度减慢，兴古潜山油藏厚层块状底水油藏、欧利坨薄层低渗透油藏的大型开发；在资金的支持下，利用日益成熟的大修侧钻、压裂、防砂、堵水等工艺技术，为老油田二次开发提供了保障。
【关键词】老油田；二次开发
1、概况
兴隆台采油厂投入开发四十余年，辖区横跨西部凹陷东部斜坡带、齐曙下台阶、双台子河东、中央凸起南部倾没带和东部凹陷中南部的广大地区，面积约2240km2。截止到2011年底，共完钻各类井2476口，三维地震覆盖全区。在勘探开发中先后发现了兴隆台、大洼、黄金带、于楼、热河台、大平房、荣兴屯、新开、桃园、欧利坨等十个油田及双东（兴）、欢喜岭（兴）、曙光（兴）、冷家堡（兴）四个区块，共探明含油面积205.1km2，探明石油地质储量23920×104t，动用含油面积195.1km2，动用石油地质储量22861.9×104t，占探明地质储量的95.6%，标定采收率26.7%，可采储量6100.81×104t。自上而下发育着下第三系东营组马圈子、沙河街组的于楼、兴隆台、热河台、杜家台、中生界及太古界、古潜山等七套含油气层。
2、油田现阶段存在的主要问题
2.1后备资源接替相对紧张，探明未动用储量多为难采储量
2.2中高渗砂岩油藏目前开发方式下调整余地小、措施挖潜难度大
2.3复杂断块油田地质条件复杂，目前井网及技术条件下转注水开发储量少，稳产基础薄弱
2.4老油田调整井部署和措施挖潜潜力越来越小、难度越来越大、效果越来越差
3、老油田二次开发评价
3.1深度开发理念进一步深入，以精细注水为中心，油田注水开发效果得到改善
针对油藏类型多、储层非均质性严重、水驱动用状况差的矛盾，在完善地面注水系统的基础上，深入开展了以注水为中心的老油田综合治理工作。以四级断块为单元，在精细油藏描述的基础上，部署33口调整井加密井网，提高网对注水的适应性，储层连通系数由45%提高到60%；在36个四级断块开展注水调整工作，新转注水井78口，新增水驱地质储量2494×104t。
3.2开展地面、井况、地下潜力调查，筛选二次开发潜力区块
遵循“重选开发方式、重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工程系统”的技术路线，开展地面、井况、地下潜力调查，积极筛选二次开发潜力区块。共筛选8个区块开展“二次开发”潜力研究，覆盖地质储量3831×104t，占全厂老区储量的19.1%。
马20块处于高含水开发阶段，剩余油分布零散。“十一五”期间，该块开展了以碳氧比测井、中子寿命为主要手段的动态监测资料录取工作，结合开发生产动态，综合分析S1下（6、7）为剩余油富集层。已开展了化学驱目的层及配方体系的筛选研究，认为目前剩余油形成原因及部位主要受四种因素影响，即：层间干扰形成的剩余油、断层遮挡形成的剩余油、注采不完善形成的剩余油、井间滞留区形成的剩余油。而通过化学驱采油来挖掘注水动用不充分的潜力层是目前“双高”区块进一步提高采收率的有效途径。室内试验研究表明，马20块二元驱可提高采收率12%。
清5块是大洼油田的主力区块，目前区块存在的主要问题：一是主力层水淹严重，断块目前综合含水达到90.7%，含水在90%以上的采油井19口，占油井总数的38%。平面上，主要沉积相影响，注入水沿分流河道的主流线快速推进，使得主流线部位的油井水淹严重；二是吸水状况不均衡，注水井吸水剖面测试情况显示，d2Ⅰ3射孔厚度113m，吸水厚度77.7m，吸水百分比为68.9%；d2Ⅰ4射孔厚度241m，吸水厚度173m，吸水百分比为71.9%，仅仅依靠分层注水改善吸水不均衡的状况难度很大。针对存在的上述问题，清5块平面上分为四个区域，纵向上分三段，d2Ⅰ、d2Ⅱ.Ⅲ、d3。针对不同分区分段存在的问题采取不同对策。边部注水平衡区、调驱井区、d2段完善注采井网区、d3段完善注采井网区；充分动用储量。预计方案实施后，断块日产油可由年初的70t增加到年底的140t，年增油1×104t，可提高采收率3%。
3.3老油田剩余油挖潜技术有了新的提高
3.3.1水平井技术得到成功应用，为老区二次开发提供了技术支撑
2005年以来充分利用日渐成熟的水平井技术深挖老油田潜力：兴古潜山针对太古界潜山1600m含油井段采用三段五层叠置式水平井开发，针对其多套含油层系和多套压力系统，采用四开井身结构，防漏、防垮塌；针对裂缝性油藏易污染的特点，采用无固相钻井液体系。截止到2011年末，该块共投产水平井50口，日产油2116t。欧31块针对不同目的层段不同油藏类型---薄层低渗透油藏利用水平井开发和厚层块状底水油藏利用水平井开发来有效控制底水的上升速度。共投产水平井6口，日产油43.6t/d，阶段产油4.11×104t。
3.3.2大修侧钻、压裂、防砂、堵水等工艺技术的日益成熟，为老区二次开发提供了保障
近三年共实施大修侧钻、压裂、防砂、堵水措施224井次，年增油6.24×104t，分别占措施总体的26.4%和21.8%，且呈逐年递增趋势。荣24块针对因出砂而导致的水井停注、油井停产等主要存在问题，制定了“以恢复和完善注水为中心，以改善区块开发效果为目标，采取以防砂治砂为主的综合性措施，努力提高储量动用程度，实现断块的高效开发”为原则的综合开发方案，实现了开发效果的根本性转变。至2011年12月，该块正常开井由2005年底的5口增加到28口，断块日产液水平由32.5m3/d提高到121m3/d，日产油水平由16.9t/d提高到61t/d。
4、认识
一是储量资源是老油田二次开发的物质基础。油藏精细描述、油田勘探、综合治理等工作的实施为二次开发奠定了基础。
二是老油田深度开发理念的深入，精细油藏描述的充分运用，促进了以注水为中心的老油田综合调整，是老区二次开发的基础。
三是新技术的高效实施是老油田二次开发的关键。水平井技术的成功应用，为二次开发的实现提供了技术支撑。
四是大量的资金投入为注水工程的开展、大修侧钻压裂等二次开发措施的实施提供了保障。
五是开发地质研究为老油田二次开发提供了技术储备和支持。
参考文献
[1]M.JI.苏尔古切夫，二、三次提高原油采收率方法.石油工业出版社,1993年12月
[2]韩大匡编.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨.石油勘探与开发,1995年05期
[3]中国石油学会工程学会,不同类型油气藏高效开发技术文集,石油工业出版社,2001年
【关键词】老油田；二次开发
1、概况
兴隆台采油厂投入开发四十余年，辖区横跨西部凹陷东部斜坡带、齐曙下台阶、双台子河东、中央凸起南部倾没带和东部凹陷中南部的广大地区，面积约2240km2。截止到2011年底，共完钻各类井2476口，三维地震覆盖全区。在勘探开发中先后发现了兴隆台、大洼、黄金带、于楼、热河台、大平房、荣兴屯、新开、桃园、欧利坨等十个油田及双东（兴）、欢喜岭（兴）、曙光（兴）、冷家堡（兴）四个区块，共探明含油面积205.1km2，探明石油地质储量23920×104t，动用含油面积195.1km2，动用石油地质储量22861.9×104t，占探明地质储量的95.6%，标定采收率26.7%，可采储量6100.81×104t。自上而下发育着下第三系东营组马圈子、沙河街组的于楼、兴隆台、热河台、杜家台、中生界及太古界、古潜山等七套含油气层。
2、油田现阶段存在的主要问题
2.1后备资源接替相对紧张，探明未动用储量多为难采储量
2.2中高渗砂岩油藏目前开发方式下调整余地小、措施挖潜难度大
2.3复杂断块油田地质条件复杂，目前井网及技术条件下转注水开发储量少，稳产基础薄弱
2.4老油田调整井部署和措施挖潜潜力越来越小、难度越来越大、效果越来越差
3、老油田二次开发评价
3.1深度开发理念进一步深入，以精细注水为中心，油田注水开发效果得到改善
针对油藏类型多、储层非均质性严重、水驱动用状况差的矛盾，在完善地面注水系统的基础上，深入开展了以注水为中心的老油田综合治理工作。以四级断块为单元，在精细油藏描述的基础上，部署33口调整井加密井网，提高网对注水的适应性，储层连通系数由45%提高到60%；在36个四级断块开展注水调整工作，新转注水井78口，新增水驱地质储量2494×104t。
3.2开展地面、井况、地下潜力调查，筛选二次开发潜力区块
遵循“重选开发方式、重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工程系统”的技术路线，开展地面、井况、地下潜力调查，积极筛选二次开发潜力区块。共筛选8个区块开展“二次开发”潜力研究，覆盖地质储量3831×104t，占全厂老区储量的19.1%。
马20块处于高含水开发阶段，剩余油分布零散。“十一五”期间，该块开展了以碳氧比测井、中子寿命为主要手段的动态监测资料录取工作，结合开发生产动态，综合分析S1下（6、7）为剩余油富集层。已开展了化学驱目的层及配方体系的筛选研究，认为目前剩余油形成原因及部位主要受四种因素影响，即：层间干扰形成的剩余油、断层遮挡形成的剩余油、注采不完善形成的剩余油、井间滞留区形成的剩余油。而通过化学驱采油来挖掘注水动用不充分的潜力层是目前“双高”区块进一步提高采收率的有效途径。室内试验研究表明，马20块二元驱可提高采收率12%。
清5块是大洼油田的主力区块，目前区块存在的主要问题：一是主力层水淹严重，断块目前综合含水达到90.7%，含水在90%以上的采油井19口，占油井总数的38%。平面上，主要沉积相影响，注入水沿分流河道的主流线快速推进，使得主流线部位的油井水淹严重；二是吸水状况不均衡，注水井吸水剖面测试情况显示，d2Ⅰ3射孔厚度113m，吸水厚度77.7m，吸水百分比为68.9%；d2Ⅰ4射孔厚度241m，吸水厚度173m，吸水百分比为71.9%，仅仅依靠分层注水改善吸水不均衡的状况难度很大。针对存在的上述问题，清5块平面上分为四个区域，纵向上分三段，d2Ⅰ、d2Ⅱ.Ⅲ、d3。针对不同分区分段存在的问题采取不同对策。边部注水平衡区、调驱井区、d2段完善注采井网区、d3段完善注采井网区；充分动用储量。预计方案实施后，断块日产油可由年初的70t增加到年底的140t，年增油1×104t，可提高采收率3%。
3.3老油田剩余油挖潜技术有了新的提高
3.3.1水平井技术得到成功应用，为老区二次开发提供了技术支撑
2005年以来充分利用日渐成熟的水平井技术深挖老油田潜力：兴古潜山针对太古界潜山1600m含油井段采用三段五层叠置式水平井开发，针对其多套含油层系和多套压力系统，采用四开井身结构，防漏、防垮塌；针对裂缝性油藏易污染的特点，采用无固相钻井液体系。截止到2011年末，该块共投产水平井50口，日产油2116t。欧31块针对不同目的层段不同油藏类型---薄层低渗透油藏利用水平井开发和厚层块状底水油藏利用水平井开发来有效控制底水的上升速度。共投产水平井6口，日产油43.6t/d，阶段产油4.11×104t。
3.3.2大修侧钻、压裂、防砂、堵水等工艺技术的日益成熟，为老区二次开发提供了保障
近三年共实施大修侧钻、压裂、防砂、堵水措施224井次，年增油6.24×104t，分别占措施总体的26.4%和21.8%，且呈逐年递增趋势。荣24块针对因出砂而导致的水井停注、油井停产等主要存在问题，制定了“以恢复和完善注水为中心，以改善区块开发效果为目标，采取以防砂治砂为主的综合性措施，努力提高储量动用程度，实现断块的高效开发”为原则的综合开发方案，实现了开发效果的根本性转变。至2011年12月，该块正常开井由2005年底的5口增加到28口，断块日产液水平由32.5m3/d提高到121m3/d，日产油水平由16.9t/d提高到61t/d。
4、认识
一是储量资源是老油田二次开发的物质基础。油藏精细描述、油田勘探、综合治理等工作的实施为二次开发奠定了基础。
二是老油田深度开发理念的深入，精细油藏描述的充分运用，促进了以注水为中心的老油田综合调整，是老区二次开发的基础。
三是新技术的高效实施是老油田二次开发的关键。水平井技术的成功应用，为二次开发的实现提供了技术支撑。
四是大量的资金投入为注水工程的开展、大修侧钻压裂等二次开发措施的实施提供了保障。
五是开发地质研究为老油田二次开发提供了技术储备和支持。
参考文献
[1]M.JI.苏尔古切夫，二、三次提高原油采收率方法.石油工业出版社,1993年12月
[2]韩大匡编.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨.石油勘探与开发,1995年05期
[3]中国石油学会工程学会,不同类型油气藏高效开发技术文集,石油工业出版社,2001年