辽河油区三次采油技术应用研究

1油田概况

1.1油藏地质特征

辽河油区涵盖辽宁省及内蒙古自治区哲里木盟、赤峰市部分地区，域内发育35个大小不等的中、新生代盆地，盆地面积9.572×104 km2。其中辽河盆地是辽河油区勘探程度最高、获得油气储量与产量所占比例最大的盆地，其探明石油地质储量占全油区的96.6%，2001年产量占全油区的97.1%。

自新生代以来，辽河盆地沉积了一套巨厚的沙河街组、东营组碎屑沉积，成为辽河盆地的主力含油气层位，该套储层具有沉积速度快、旋回韵律多、岩性及厚度变化大的特点。根据新生代构造的基底性质，将辽河断陷盆地划分为七个一级构造单元，即西部凹陷、东部凹陷、大民屯凹陷、沈北凹陷、西部凸起、东部凸起和中央凸起（图1.1）。

辽河断陷盆地是以断块油田为主要特征的复式油气区，具有多断层、多种圈闭类型、多套含油层系、多种油品性质、多种储集类型的特点。

⑴断层发育、构造破碎

辽河断陷的断裂活动十分剧烈，断层多、规模大，以张性正断层为主，多期多组，平面上纵横交错，纵向上相互切割，断裂活动控制着构造的基本格局。根据断层的大小，分为四级，其中三级断层控制了二级构造带内断块区的形成，四级断层使三级断块区内油气水分布进一步复杂化，故四级断块是油田开发的基本单元。

如主力区块兴隆台、曙光、欢喜岭、牛居和青龙台油田共发育大小断层192条，形成大小不等、形态各异的168个含油断块。这五个油田构造形态可分为两种类型。一是兴隆台、牛居和青龙台油田属于被断层复杂化的背斜断块油田，二是曙光、欢喜岭属于在斜坡背景上形成由若干断鼻构造组成的断块油田。

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⑵受沉积环境影响储集层类型差异较大

由于构造活动剧烈，沉降速度与沉积速度较快，其沉积特征主要是多条水流出山入湖，河流短促，砂体发育，纵向与平面岩性变化大，从而储层物性及孔隙结构特征均存在明显差异。

①深水浊积砂体（大凌河油层）：主要分布在欢喜岭油田，油层主要发育在中扇相，岩性为砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩和砂岩，平均孔隙度23%，空气渗透率979×10-3μm2，多为泥质胶结，胶结类型以孔隙式为主，粘土矿物主要为高岭石，相对含量64.6%，其次为蒙脱石，相对含量为9.6%。油层润湿性为亲水性，砂体厚度平面虽然变化大，但分布范围较稳定。层内非均质明显，呈多个韵律迭加。孔隙结构具有细喉道，分选好，配位数低和高孔喉比的特点，平均孔隙半径5.17μm，主要流动孔喉半径平均为10.9μm，均质系数0.36，配位数2.36，孔喉比10.5。

②扇三角洲沉积砂体（杜家台油层、青龙台沙三油层、兴隆台油层和于楼油层）：主要分布在曙光油田、青龙台油田、兴隆台油田和欢喜岭油田，油层主要分布在分支河道、砂坝及分流间薄层砂中。储层主要为砂砾岩、砂岩和粉砂岩，孔隙度为16%～27%，空气渗透率为236～5726×10-3μm2，胶结类型以孔隙式为主，粘土矿物以高岭石为主，相对含量占35%～78%，油层润湿性为亲水性。不同砂体平面展布特征不同，但在250～350m井距情况下，连通系数一般在80%左右，层内由多个次一级的韵律段组成，层内非均质严重。孔隙类型各油层不同，曙光油田杜家台油层以高-中渗、大-中孔、细喉为主；欢喜岭油田兴隆台油层以高渗大孔中-粗喉为主；青龙台油田沙三油层以高渗大孔细喉为主。

③洪积平原相沉积砂体——马圈子油层：主要分布在牛居油田，主要为分流河道砂体。储层平均孔隙度23%，空气渗透率547×10-3μm2，岩石成分主要为石英、长石和火成岩。胶结类型以接触式为主。粘土矿物以高岭石为主，相对含量占84%。孔隙结构属中渗、大孔、细喉、不均匀型，具有高配

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位数、高孔喉比的特点，平均孔隙半径117μm，平均喉道半径3.2μm，配位数3.4。储层非均质严重，平面上砂体呈条带状，宽不过百米，纵向上单砂层由多个韵律段组成，渗透率高低相差几十乃至上百倍。

⑶油藏类型多种多样

由于断层、构造和岩性的影响，形成复杂的油水分布状况，油气藏类型复杂多样。通常按油、气、水空间分布关系将辽河油气藏划分为三大类九种类型：

气藏类：包括透镜状气藏、边水层状气藏、底水块状气藏和边水（小油环）3种类型；

油藏类：包括纯油藏、边水层状油藏、底水块状油藏3种类型； 气顶油藏类：包括气顶油藏、层状边水气顶油藏和块状底水气顶油藏3种类型。

另外，按储集空间类型划分，辽河油区具有孔隙型、裂缝型和混合型三类，以孔隙型为主。

⑷原油性质存在明显差异

兴隆台、曙二区和牛居油田地面原油密度小，一般为0.84～0.9048g/cm3，500C时原油粘度为52～179.1mPa.s，并且地层原油粘度低，小于6mPa.s。曙三、四区、欢喜岭锦16块兴隆台油层、欢17块原油粘度大。由南向北密度增大，原油粘度增高。 1.2稀油、高凝油开发现状

辽河油区是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。截止2001年底，辽河油区共探明35个油气田，累积探明含油面积1 017km2，探明石油地质储量21.381×108t。按区域划分：辽河盆地陆上共探明26个油气田，含油面积907.6 km2，石油地质储量为19.4607×108t；滩海共探明4个油田，含油面积62.4 km2，石油地质储量1.2679×108t；外围盆地共探明

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5个油田，含油面积47.4 km2，石油地质储量6524×104t。

截止2001年底，稀油累计探明含油面积760.9km2，石油地质储量9.3539×108t，占全油田的43.7%，动用储量7.5626×108t，标定采收率26.1%，可采储量为1.9962×108t；高凝油累计探明含油面积164.4km2，石油地质储量1.8962×108t，占全油田的8.9%，动用1.5648×108t，标定采收率25.3%，可采储量0.3958×108t。稀油、高凝油合计探明石油地质储量11.3501×108t，动用储量9.4588×108t，可采储量2.392×108t。

目前辽河油区稀油、高凝油投产总井数6 906口，开井4 062口，日产油水平1.701×104t /d，年产油510×104t，平均单井日产油4.2t/d，采油速度0.54 %，综合含水78.6 %，累积产油1.6528×108t，采出程度18.28%，采出可采储量的68.82%，剩余可采储量采油速度5.79%，综合递减8.36%，自然递减19.92%。注水开发油田投注水井1161口，开井551口，日注水平43883m3，月注采比0.88，累积注水4.8437×108m3，累积注采比0.84。 1.3开发形势分析

1.3.1可供开发的优质后备储量不足，资源接替紧张

随着勘探程度的加深，勘探目标日趋复杂、品位变差，以“低、深、难、稠、小”为主，后备优质储量不足，储量动用率目前仅为40%，产能建设工作逐渐萎缩，产能建设无法弥补产量的递减（图1.2）。

储采平衡系数和剩余储采比总体上呈下降的趋势。“九五”期间储采平衡系数下降为0.85，2001年底已下降储采平衡系数到0.79，低于股份公司平均水平。剩余储采比进入“八五”以来，平均储采比已小于10，2001年下滑到8.37，油田处于稳产的临界限，再没有优质储量的有效接替，稳产形式十分严峻。

1.3.2总体上进入开发中后期，进一步调整余地小，效果变差

“九五”期间，由于新区没有实现勘探目标，而且探明储量品位越来越

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差，从而使可动用储量资源逐渐减少。为保证规划指标的完成，强化老区开发力度，使老区负担进一步加大。

稀油主力区块多已经历3～4次细分层系和井网加密调整，平均井距只有100～200m，水驱控制程度高达85～95%，已进入“双高”开发期，剩余油分布零散，现开采方式下调整的余地越来越小，效果逐渐变差。“七五”到“九五”期间，每口调整井增加可采储量从1.8～2.0×104t下降到0.9×104t左右，单井初期日产油由13t/d降到7～8t/d，新井当年累产油从2100t下降到1472t（图1.3）。

1.3.3受井况恶化、措施工作量减少等因素影响，导致稀油老区产量整体下降

油藏开发进入“双高”期，挖潜难度进一步加大，造成措施工作量锐减，效果逐年变差，老区措施挖潜平均单井年增油从“七五”的769t降到“九五”的435t，2001年各类措施井仅有110井次，年增油4.7×104t，单井年增油仅为428t。

其次由于注水井井况恶化，水质、分注工艺不过关，使得油田注水效果变差，递减趋势加大。如锦16块，由于储层胶结疏松，长期强注强采，93口注水井中管外窜槽40口，加上部分井套管变形，导致注水效果逐年变差，2001年年产油37.5×104t，较2000年下降8×104t吨，综合递减15.2 %，自然递减20.1%。

1.3.4进一步发展仍有一定潜力

一是资源潜力，经过二次资源评价，按最终探明程度65～70%计算，辽河盆地陆上待探明储量尚有2.64～4.34×108t，“十五”期间预计探明储量2.45×108t（包括海上及外围），增加可采储量4900×104t。截止到2001年底，辽河油区稀油、高凝油已探明未动用储量有2.1227×108t，经过反复筛选评价，从中优选出5427×104t的储量在“十五”后四年动用，预计增加可采储量976.8×104t，其中2002年在建产能的储量有9个区块23×104t ，其余

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