【摘要】牛心坨潜山是注水开发油田，针对潜山油层开发中存在平面上油井受效不均主体部位裂缝发育，边部储层物性、裂缝发育状况、油井受效状况差等问题，采取措施，改善开发效果，完善注采井网。
　　
【关键词】牛心坨潜山 裂缝 储量 解堵 分区治理 注采井网
　　
1 概况
　　
1.1 基本地质特征
　　
牛心坨潜山位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端牛心坨断裂背斜构造带。
　　
埋深-1800m～ -2600m，平均有效厚度91.6m，地层原油粘度76.3mPa？s。含油面积3.6km2，石油地质储量973×104t，可采储量154×104t，标定采收率为15.8%。
　　
构造特征：牛心坨潜山北、东、西三面被断层遮挡，内部被多条断层复杂化，整体上为向西南方向倾没的斜坡，坡度在25°左右，高点在坨40-128井附近，构造高度大于750m。
　　
裂缝特征：潜山油层裂缝分为宏观裂缝及微观裂缝。储集空间以裂缝，溶洞为主。裂缝发育方向为NE向和NW向，两者构成十字交切，是具有双重介质特征的裂缝型油藏。宏观裂缝平均裂缝密度为87.8条/米，开度一般大于0.5mm。微观裂缝面密度为0.1mm/mm2，其开度一般大于0.1um
　　
流体性质及油藏类型：潜山原油属高凝稠油，地面原油密度为0.8945～0.9721g/ cm3； 50℃粘度为470.36～6973.59mPa.s；凝固点为32～50℃，地层水属于NaHCO3型。原油密度与深度呈线性关系，原油粘度与深度呈指数关系。牛心坨潜山油藏原始地层压力为20.1MPa，温度为81℃。
　　
1.2 开发历程
　　
潜山油藏早期开发浅层潜山油藏，于1988年发现，1989年投入开发，1991年3月按300m井网浅层油藏投入注水开发。1994年发现深层潜山油藏，1997年后先后三次部署深层潜山开发井，2000年6月，潜山油藏开始实施注采井网调整方案，深浅潜山油藏按一套层系210m井网注水开发。
　　
2 开发中存在的问题
　　
从不同深度开发现状中我们看出，2000-2200米储层动用较好，累产油68.4241万吨，占总产量的58%。2000米以上与2300米以下，储层动用较差，累产油28.1965万吨，占总产量的24%。从这些数据中可以看出牛心坨潜山油层纵向上储量动用不均。
　　
2.3 主体部位受裂缝影响，见水比较快，控水难度大
　　
潜山油层主体部位裂缝较为发育，水井注水后，裂缝发育方向的油井首先受效、见水也较快，含水上升快，控水难度大。从含水上升率随含水的变化规律曲线上看，潜山油层的实际曲线基本在理论曲线之上运行。3 改善开发效果的具体措施
　　
3.1 利用解堵技术夯实区块稳产基础
　　
根据牛心坨潜山油藏的储层裂缝特征及油藏内部联通状况研究，发现地层压力保持在原始压力的70%以上才能满足生产需求。可是因注入水水质不合格，水井注水后短时间内因污染而注水困难，致使地层压力很难满足生产的要求，针对这中情况，在解堵技术研究的指导下，选择较为严重的水井实施酸化解堵，选择污染较轻的水井实施射流喷孔技术解堵，对油井实施气动力解堵。如对坨37-133水井实施酸化解堵，对坨36-126油井实施射流喷孔，均取得了较好的效果。
　　
3.2 采油主力层段分区治理
　　
主力层段按开发状况及特点可以分为三个区域，分别为南部低效区、西部高含水区、东部高产区，格局平面上不同区域的生产特点制定符合该区域的开发方针，采取不同的对策。例如对潜山南部低产低效区域，针对吸水量少，剩余油富集的特征，适当的加大注采比，改善油井受效状况，同时结合东部对剩余油富集层段采取选择行压裂，精确动用潜力层段；对于注入压力高，难以达到配注的水井，采取增注和解堵措施。在此基础上，为了改善油层低孔低渗的特点，采用大规模压裂技术引效，增加人工裂缝的延伸长度和宽度，增大了泄油半径，达到提高油井产量的目的；对于西部高含水区，采取下调注采比，控制水窜同时采用增大注采压差的方式延缓水窜，如对坨34-128井通过封隔器实施封上注下实现底部注水，增大注采压差，有效控制了油井含水上升速度。3.3 加强深层潜山层段动用
　　
由于潜山部分油井完钻较浅，以及采用底部注水，逐层上返的开发方式，导致深层潜山未能有效的动用，通过对深层潜山精细研究后，认为层段裂缝发育较差，因此该层段补层后需要适当的加大压裂规模，使其更好受效。这使得非主力层段得到了很好的动用，可以成为以后稳产的一个重要方向。4 实施效果
　　
4.1 注采系统完善，水驱储量明显提高
　　
区块注采井网已基本完善，井网控制能力显著增强。区块有注水井11口，开井11口，日注水量545m3，较调整前日注水增50m3，水驱储量控制程度明显提高，油井受效比例由68%上升至82%，多项受效比例由52%提高至73%。
　　
4.2 区块产量稳中有升
　　
区块1989年投入开发，1991年转注水开发，1999年产油量达到最高峰11.1×104t，而后产能快速递减。2010年以来在精细油藏研究的基础上，针对油水井都做了大量的工作，年产油量区于平稳。4.3 递减得到有效控制
　　
2000年以来区块的综合递减率与自然递减率虽然呈现下降趋势，但是综合递减率大于5%，自然递减率大于10%。2012年随着各项工作的逐渐展开，综合递减率和自然递减率均得到了有效的控制。4.4 含水上升率得到控制
　　
牛心坨潜山油层经过20年的注水开发，综合含水由转注前的5.5%上升至目前的77.2%，平均年含水上升3.7%，2012年以来加强针对油水井各项措施工作，綜合含水上升速度得到有效的控制。
　　
5 结论
　　
（1）加强注水保持底层能力是区块稳产的基础，利用解堵技术可保证水井的正常注水。
　　
（2）在主力层段低产低效区域增大注采比，采用水井对应注水，油井大规模压裂技术可以使其得到有效的动用。
　　
（3）深层潜山段因完钻交钱等因素未能很好的动用，致使采出程度低，利用大规模压裂技术加强动用具有很好的效果，这将成为以后的稳产方向。
　　
参考文献
　　
[1] 陈和平.牛心坨潜山储藏裂缝研究[J].特种油气藏，1996（增刊）
　　
[2] 穆海旭.低渗透油田油层解堵措施研究[ D].大庆石油学院，2007年
　　
[3] 董承武.牛心坨油田注水井强穿透化学解堵技术研究[D].大庆石油学院，2010