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摘要：A油田为复杂断块油气田，目前产量主要集中在C、B油田，针对油藏构造破碎、储层物性差、油水关系复杂等特点，在潜力砂体精细研究、油层二次解释的基础上，通过低阻层挖潜、低渗层改造、停产井措施复产等方法，实施进攻性措施27井次，日增油231.8t，实现区块产量逆势上扬。
关键词：A油田；稀油；高效挖潜
1 油田概况
A地区产量主要集中在C油田和B油田，主要含油层段为东三段、沙一段、沙一段。
C油田为典型的复杂断块油气田，沉积相类型为扇三角洲前缘沉积，储层物性较好，沙一、二段储层孔隙度约为10%，渗透率为50mD，为低孔低渗储层；东三段储层孔隙度10%～20%之间，渗透率在50～500mD，为中高孔中渗储层。地面原油性质较好，密度0.81-0.86 g/cm3，粘度2.1-5.4 mPa·s，属稀油，储层油气水关系十分复杂，无统一的油气、油水界面。
B油田为典型的复杂断块油气田，沉积相类型为三角洲前缘沉积，东营组储层孔隙度21.8%，渗透率221mD，为中孔中低渗储层，储层物性中等，油品性质较好，密度0.8561 g/cm3，粘度5.6029 MPa·s，属稀油，油水界面-2320m。
目前油田动用含油面积22.49km2，动用石油地质储量2717.57×104t，可采储量430.3×104t，油井172口，日产液量1306m3，日产油量259.3t，综合含水80.1%，采油速度0.3%，采出程度13.4%。
2 存在的问题
2.1 测井解释偏差大
受泥浆电阻率变化、岩性等因素的影响，测井解释存在偏差，原测井解释的水层、干层、低差层在试采时取得较好的生产效果，亟需对该类储层进行测井二次解释，进行重新评价。
2.2 主力油层动用程度高，递减率大，稳产难度大。
A油田产量主要集中在C、B油田，采出程度分别为22.2%、15.5%。由于近几年无法实施新井，区块规模逐年萎缩，产量由高峰期36.1×104t降至10.9×104t，采用天然能量开发的C油田自然递减率高达50.2%，油田稳产形势十分严峻。
3 高效挖潜措施研究与应用
3.1 深化油层二次解释，挖掘低阻层潜力
通过梳理井史，发现个别井部分低阻水层、气层、低差层试采均见到较好的生产效果，经过重新总结该类储层电性特征，发现受海水泥浆电阻率影响，导致油层解释符合率偏低。进一步对区块42口井145个生产层的电性、气测录井、泥浆电阻率统计分析，重新确定油气水层识别标准，将电阻率>10Ω·m储层确定为油气层；电阻率5～10Ω·m储层确定为油水同层；电阻率<5Ω·m储层确定为水层。针对油水同层，进一步考虑泥浆电阻率因素影响，当泥浆电阻率>1Ω·m，电阻率>10Ω·m储层确定为油气层；当泥浆电阻率<1Ω·m，电阻率>5Ω·m储层确定为油气层。同时根据生产层气测录井C1、C2含量进一步区分油气层，若C1>92%为气层，C1<92%为油层；C2<5.5%为气层，C2>5.5%为油层。
通过对59口井390个层进行二次解释，重新解释226m/123层，精细刻画8个潜力单砂体油、气、水分布，落实含油面积2.3 km2，地质储量111×104t，优选4个潜力砂体实施措施挖潜7井次，措施后日增油59t，阶段累增油7643t。
3.2 低渗储层再认识，压裂改造获高产
B油田d3Ⅲ主力油层为中孔中低渗储层，储层孔隙度21.8%，渗透率221mD，1996年投产开发，采用300m井距正三角形井网部署开发井，2001年起采用七点法面积注水方式开发，受断层、井网井距影响，局部区域注水效果不明显，油井呈现低液低产特征。
该区曾开展7口井压裂措施，日产油从措施前的3.7t升至措施后的12.5t，平均单井日增油8.8t，阶段增油2347t，效果十分突出。签于压裂所取得的良好效果，针对该块低渗储层物性特征，开展物性、电性、含油性再评价研究，通过绘制每口井生产曲线，结合邻井的生产特征，全面分析油井的生产历程，优先选择油藏边部井距大、储层物性差、动用程度较低、注水受效不明显的5口油井实施压裂，5口井平均孔隙度12.4%、渗透率136.4mD，单井日产液5.4m3、日产油2.6t、含水41.2%。实施2口井，日产油由措施前的4.4t上升至23.9t，日增油19.5t，阶段增油893t。
3.3 开展复杂断块剩余油研究，复产长停井
深化分析A油田老井的停产及低效原因，通过老井地质大调查，根据停产前及目前生产情况，分成高含水、低产、套坏落物3类，结合邻井生产动态，在落实区块构造的基础上，结合动态监测资料，对油层平面、縱向动用程度情况进行研究，分析区块的水淹规律，寻找剩余油富集区，针对3类停产井采取一井一策手段，实施断层附近侧钻、潜力层重复射孔、构造高点堵水补层挖潜恢复长停井、低效井18井次，日增油146.3t，提高开井率10.5%，阶段累增油2.74×104t。
通过低阻层挖潜、低渗层压裂改造、长停井措施复产等综合治理，先后实施进攻性措施27井次，措施有效率70.4%，日增油231.8t，累增油3.56×104t，实现A产量逆势上扬。
4 结论及认识
（1）A油田部分低阻层，可通过深化油层参数研究，提高测井解释精度，为措施挖潜提供依据。
（2）深入开展剩余油分布规律研究，实施压裂、调补层等增产措施，可实现了老区高效挖潜。
（3）针对A复杂断块油气田，开展油藏综合治理，可减缓油藏递减，保持区块的持续稳产。
参考文献
[1] 孙玉香.辽河滩海油田改善注水研究与应用[J].内蒙古石油化工，2010，7：133～135.
[2] 王万军.油藏综合调整技术在笔架岭复杂断块中的应用[J]，2010，32（2）：302～305.
作者简介：孙放（1986-），男，辽宁省盘锦市，大学本科，现从事油田开发工作。
（作者单位：中油辽河金海采油厂）
关键词：A油田；稀油；高效挖潜
1 油田概况
A地区产量主要集中在C油田和B油田，主要含油层段为东三段、沙一段、沙一段。
C油田为典型的复杂断块油气田，沉积相类型为扇三角洲前缘沉积，储层物性较好，沙一、二段储层孔隙度约为10%，渗透率为50mD，为低孔低渗储层；东三段储层孔隙度10%～20%之间，渗透率在50～500mD，为中高孔中渗储层。地面原油性质较好，密度0.81-0.86 g/cm3，粘度2.1-5.4 mPa·s，属稀油，储层油气水关系十分复杂，无统一的油气、油水界面。
B油田为典型的复杂断块油气田，沉积相类型为三角洲前缘沉积，东营组储层孔隙度21.8%，渗透率221mD，为中孔中低渗储层，储层物性中等，油品性质较好，密度0.8561 g/cm3，粘度5.6029 MPa·s，属稀油，油水界面-2320m。
目前油田动用含油面积22.49km2，动用石油地质储量2717.57×104t，可采储量430.3×104t，油井172口，日产液量1306m3，日产油量259.3t，综合含水80.1%，采油速度0.3%，采出程度13.4%。
2 存在的问题
2.1 测井解释偏差大
受泥浆电阻率变化、岩性等因素的影响，测井解释存在偏差，原测井解释的水层、干层、低差层在试采时取得较好的生产效果，亟需对该类储层进行测井二次解释，进行重新评价。
2.2 主力油层动用程度高，递减率大，稳产难度大。
A油田产量主要集中在C、B油田，采出程度分别为22.2%、15.5%。由于近几年无法实施新井，区块规模逐年萎缩，产量由高峰期36.1×104t降至10.9×104t，采用天然能量开发的C油田自然递减率高达50.2%，油田稳产形势十分严峻。
3 高效挖潜措施研究与应用
3.1 深化油层二次解释，挖掘低阻层潜力
通过梳理井史，发现个别井部分低阻水层、气层、低差层试采均见到较好的生产效果，经过重新总结该类储层电性特征，发现受海水泥浆电阻率影响，导致油层解释符合率偏低。进一步对区块42口井145个生产层的电性、气测录井、泥浆电阻率统计分析，重新确定油气水层识别标准，将电阻率>10Ω·m储层确定为油气层；电阻率5～10Ω·m储层确定为油水同层；电阻率<5Ω·m储层确定为水层。针对油水同层，进一步考虑泥浆电阻率因素影响，当泥浆电阻率>1Ω·m，电阻率>10Ω·m储层确定为油气层；当泥浆电阻率<1Ω·m，电阻率>5Ω·m储层确定为油气层。同时根据生产层气测录井C1、C2含量进一步区分油气层，若C1>92%为气层，C1<92%为油层；C2<5.5%为气层，C2>5.5%为油层。
通过对59口井390个层进行二次解释，重新解释226m/123层，精细刻画8个潜力单砂体油、气、水分布，落实含油面积2.3 km2，地质储量111×104t，优选4个潜力砂体实施措施挖潜7井次，措施后日增油59t，阶段累增油7643t。
3.2 低渗储层再认识，压裂改造获高产
B油田d3Ⅲ主力油层为中孔中低渗储层，储层孔隙度21.8%，渗透率221mD，1996年投产开发，采用300m井距正三角形井网部署开发井，2001年起采用七点法面积注水方式开发，受断层、井网井距影响，局部区域注水效果不明显，油井呈现低液低产特征。
该区曾开展7口井压裂措施，日产油从措施前的3.7t升至措施后的12.5t，平均单井日增油8.8t，阶段增油2347t，效果十分突出。签于压裂所取得的良好效果，针对该块低渗储层物性特征，开展物性、电性、含油性再评价研究，通过绘制每口井生产曲线，结合邻井的生产特征，全面分析油井的生产历程，优先选择油藏边部井距大、储层物性差、动用程度较低、注水受效不明显的5口油井实施压裂，5口井平均孔隙度12.4%、渗透率136.4mD，单井日产液5.4m3、日产油2.6t、含水41.2%。实施2口井，日产油由措施前的4.4t上升至23.9t，日增油19.5t，阶段增油893t。
3.3 开展复杂断块剩余油研究，复产长停井
深化分析A油田老井的停产及低效原因，通过老井地质大调查，根据停产前及目前生产情况，分成高含水、低产、套坏落物3类，结合邻井生产动态，在落实区块构造的基础上，结合动态监测资料，对油层平面、縱向动用程度情况进行研究，分析区块的水淹规律，寻找剩余油富集区，针对3类停产井采取一井一策手段，实施断层附近侧钻、潜力层重复射孔、构造高点堵水补层挖潜恢复长停井、低效井18井次，日增油146.3t，提高开井率10.5%，阶段累增油2.74×104t。
通过低阻层挖潜、低渗层压裂改造、长停井措施复产等综合治理，先后实施进攻性措施27井次，措施有效率70.4%，日增油231.8t，累增油3.56×104t，实现A产量逆势上扬。
4 结论及认识
（1）A油田部分低阻层，可通过深化油层参数研究，提高测井解释精度，为措施挖潜提供依据。
（2）深入开展剩余油分布规律研究，实施压裂、调补层等增产措施，可实现了老区高效挖潜。
（3）针对A复杂断块油气田，开展油藏综合治理，可减缓油藏递减，保持区块的持续稳产。
参考文献
[1] 孙玉香.辽河滩海油田改善注水研究与应用[J].内蒙古石油化工，2010，7：133～135.
[2] 王万军.油藏综合调整技术在笔架岭复杂断块中的应用[J]，2010，32（2）：302～305.
作者简介：孙放（1986-），男，辽宁省盘锦市，大学本科，现从事油田开发工作。
（作者单位：中油辽河金海采油厂）