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摘 要：针对欢西油田锦611块蒸汽吞吐开发效果逐年变差、开发矛盾逐渐显露的局面，分析了开发过程中存在的问题，通过利用吸汽剖面资料分析油层纵向动用状况及利用加热半径法、动边界无网格计算法分析油层的纵向动用状况，总结了剩余油分布规律，为区块开发提供了可靠依据。
关键词：锦611块 水淹 剩余油
一、油藏基本情况
欢西油田锦611块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，断块东北与锦607块相邻，西部邻近西部凸起，南部是锦288块，东南与锦150块相接。开发目的层为沙一、二段的于楼和兴隆台油层。锦611块2002年上报于楼油层含油面积1.2km2，地质储量190×104t，兴隆台油层含油面积0.33km2，地质储量52×104t。
锦611块于2001年开始勘探，2001年完钻的锦611井发现于楼、兴隆台油层，经蒸汽吞吐试采获工业油流。锦611块2001年投产，采用100m井距正方形井网蒸汽吞吐方式开发，部署油井井15口，2003年12月全部投产，日产油90t/d，年产油1.95×104t，全部达到设计指标要求。截止2011年底区块开井14口，日产液475t，日产油30t，综合含水93.7%，累计产油23.61×104t，累计产水82.39×104m3，累计注汽17.18×104t，采油速度0.44%，采出程度9.52%，平均单井所处周期7.4。
二、开发中存在的问题
经过近十年时间的开发，锦611块开发矛盾逐渐显露，影响了区块的吞吐开发效果，需及时开展有针对性的开发调整。
1.兴隆台油层吞吐效果差，储量动用程度低
兴隆台油层普遍存在低产能、短周期的问题。区块先后11口井单独生产过兴隆台，目前除3口井外均因低产能，先后补射于楼油层合采，分析其产量也主要是于楼油层所贡献。目前油层的采油速度0.44%，采出程度仅9.52%，油层吞吐效果差，储量动用程度低。
2.油井见水普遍，油层水淹严重
锦611块油井全部见水，综合含水达90.1%；单井含水高于90%的油井10口，占总井数的66.7%。油井出水主要原因是边水推进，其生产特点是含水上升幅度大，产能较高，含水稳定后一般大于75%。
3.油层动用程度较高，挖潜难度大
锦611块油层动用程度达80.8%，低产油层动用程度只有47.6%，但这些层厚度薄，动用难度较大。区块油井调补层余地小，基本无层可补。
4.周期油汽比逐年降低，吞吐开发经济效益变差
锦611块于楼油层第六周期平均油汽比为0.79，兴隆台油层第六周期油汽比为0.47，其后油气比下降迅速，越来越接近的经济极限油汽比，锦611块注汽吞吐开发的经济效益逐年下降。
三、剩余油分布规律研究及潜力分析
1.纵向动用情况研究
吸汽剖面测试是用来评价蒸汽吞吐井纵向上储量动用程度的方法，根据注汽过程中测量不同深度处的流量资料，判断纵向各小层的吸汽情况，可定量地分析出油层的纵向动用状况。
根据吸汽剖面资料，兴隆台油层5条剖面井底干度为0，测试井段为高温热水，测试剖面反映的是油层的吸水情况；于楼油层2条剖面井底干度大于30%，为吸汽剖面。根据吸汽剖面测试情况，射开总厚度132.9m，吸汽厚度107.3m，占总厚度的80.7%。其中吸汽好的厚度54.3m，占总厚度的40.9%；吸汽一般的厚度28.9m，占总厚度的21.7%；吸汽较差的厚度24.1m，占总厚度的18.1%；不吸汽的厚度25.6m，占总厚度的19.3%。从吸汽情况看，锦611块油层纵向动用程度较高。
于楼油层由于蒸汽超覆和储层纵向非均质性影响，吸汽层为射孔井段上部和储层物性好的油层；兴隆台油层油层由于埋藏较深，注汽过程中井筒热损失较大，井底蒸汽干度均为0，油层吸水情况主要受储层纵向非均质性影响，吸水层主要为储层物性好的油层。统计吸汽情况与储层物性之间的关系，该块射孔井段内储层渗透率级差大于3的油层吸汽较差，因此锦611块剩余油主要富集在射孔井段下部及储层物性相对较差的油层。
2.平面动用情况研究
2.1加热半徑法
根据矿场实际生产周期数据和Max-Langenheim加热半径计算公式对锦611块目前的平均加热半径进行了计算：该块完成吞吐生产4～6周期井的蒸汽吞吐加热半径在28.2～55.3m之间，表明局部吞吐开发井井间仍然存在一部分未动用储量。
2.2动边界无网格计算法
动边界无网格油藏工程计算方法，其基本原理是：用油藏埋深、孔、渗、饱、温度、压力等油藏参数建立静态地质模型，用蒸汽吞吐中的注汽数据、生产数据建立动态模型，用解析解方法求解。
根据油藏地质模型，结合油田实际生产数据，计算于2段、兴1段、兴2段剩余地质储量分别为41.21×104t、22.90×104t、24.92×104t。
于楼油层剩余储量主要分布在油层发育较厚、构造位置高受边水影响小以及由于个别高渗层与边水连通，导致油井含水上升过快影响开发效果井的附近。
兴隆台油层剩余储量主要分布在油层发育较厚的构造高部位。具体而言，兴1段油层剩余储量主要分布在锦616块构造高部位；兴2段油层剩余储量主要分布在锦616块、锦616-11-12块的构造高部位以及锦611块的16-新18井～15-16井附近。
3.潜力分析
3.1各层水淹情况差别较大，兴隆台油层具有较大挖潜潜力
锦611块于楼油层边水活跃，全区80%以上产水来自于楼油层，兴隆台油层水淹程度普遍较低，构造高部位剩余油富集，且局部井网不完善，具有较大的部署潜力。
3.2主力层剩余储量较大，仍具有挖潜潜力
虽然于楼油层目前水淹程度较高，但平面上井网不完善的个别区域仍然存在一定的弱水淹乃至未水淹区。
3.3层间矛盾导致高含水区具有调整挖潜潜力
在高含水区内，由于射开油层内存在高渗透层与低部位水层的直接连通的情况，导致部分油层动用程度仍然较低，在采取找堵水措施后，仍有望改善油井生产效果。
四、挖潜对策及经济评价
结合各油组油层分布特点，在于Ⅱ组和兴Ⅰ、兴Ⅱ组油层厚度大于6m的区域，采用蒸汽吞吐开发方式、80～100m井距部署新井3口。
结合该块早期试采油井生产情况及油井生产情况分析，设计新井日配产6吨。直井3口，单井钻井投资按300万元， 单井日产油4t，预计投资回收期1.5年，3口井累计创经济效益3230.7×104元。
五、结论及建议
1.锦611块开发效果差的主要因素是于楼油层水淹严重及兴隆台油层动用程度低。
2.锦611块具有开发潜力，建议在未控制区域进行产能建设部署。
参考文献
[1]刘贵满，马春宝.锦州油田开发实践与认识[C].辽宁科技出版社，2009：1-20.
[2] 范英才. 欢喜岭油田提高稠油采收率技术应用实践[J].中外能源，2009，14（7）：52-55.
关键词：锦611块 水淹 剩余油
一、油藏基本情况
欢西油田锦611块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，断块东北与锦607块相邻，西部邻近西部凸起，南部是锦288块，东南与锦150块相接。开发目的层为沙一、二段的于楼和兴隆台油层。锦611块2002年上报于楼油层含油面积1.2km2，地质储量190×104t，兴隆台油层含油面积0.33km2，地质储量52×104t。
锦611块于2001年开始勘探，2001年完钻的锦611井发现于楼、兴隆台油层，经蒸汽吞吐试采获工业油流。锦611块2001年投产，采用100m井距正方形井网蒸汽吞吐方式开发，部署油井井15口，2003年12月全部投产，日产油90t/d，年产油1.95×104t，全部达到设计指标要求。截止2011年底区块开井14口，日产液475t，日产油30t，综合含水93.7%，累计产油23.61×104t，累计产水82.39×104m3，累计注汽17.18×104t，采油速度0.44%，采出程度9.52%，平均单井所处周期7.4。
二、开发中存在的问题
经过近十年时间的开发，锦611块开发矛盾逐渐显露，影响了区块的吞吐开发效果，需及时开展有针对性的开发调整。
1.兴隆台油层吞吐效果差，储量动用程度低
兴隆台油层普遍存在低产能、短周期的问题。区块先后11口井单独生产过兴隆台，目前除3口井外均因低产能，先后补射于楼油层合采，分析其产量也主要是于楼油层所贡献。目前油层的采油速度0.44%，采出程度仅9.52%，油层吞吐效果差，储量动用程度低。
2.油井见水普遍，油层水淹严重
锦611块油井全部见水，综合含水达90.1%；单井含水高于90%的油井10口，占总井数的66.7%。油井出水主要原因是边水推进，其生产特点是含水上升幅度大，产能较高，含水稳定后一般大于75%。
3.油层动用程度较高，挖潜难度大
锦611块油层动用程度达80.8%，低产油层动用程度只有47.6%，但这些层厚度薄，动用难度较大。区块油井调补层余地小，基本无层可补。
4.周期油汽比逐年降低，吞吐开发经济效益变差
锦611块于楼油层第六周期平均油汽比为0.79，兴隆台油层第六周期油汽比为0.47，其后油气比下降迅速，越来越接近的经济极限油汽比，锦611块注汽吞吐开发的经济效益逐年下降。
三、剩余油分布规律研究及潜力分析
1.纵向动用情况研究
吸汽剖面测试是用来评价蒸汽吞吐井纵向上储量动用程度的方法，根据注汽过程中测量不同深度处的流量资料，判断纵向各小层的吸汽情况，可定量地分析出油层的纵向动用状况。
根据吸汽剖面资料，兴隆台油层5条剖面井底干度为0，测试井段为高温热水，测试剖面反映的是油层的吸水情况；于楼油层2条剖面井底干度大于30%，为吸汽剖面。根据吸汽剖面测试情况，射开总厚度132.9m，吸汽厚度107.3m，占总厚度的80.7%。其中吸汽好的厚度54.3m，占总厚度的40.9%；吸汽一般的厚度28.9m，占总厚度的21.7%；吸汽较差的厚度24.1m，占总厚度的18.1%；不吸汽的厚度25.6m，占总厚度的19.3%。从吸汽情况看，锦611块油层纵向动用程度较高。
于楼油层由于蒸汽超覆和储层纵向非均质性影响，吸汽层为射孔井段上部和储层物性好的油层；兴隆台油层油层由于埋藏较深，注汽过程中井筒热损失较大，井底蒸汽干度均为0，油层吸水情况主要受储层纵向非均质性影响，吸水层主要为储层物性好的油层。统计吸汽情况与储层物性之间的关系，该块射孔井段内储层渗透率级差大于3的油层吸汽较差，因此锦611块剩余油主要富集在射孔井段下部及储层物性相对较差的油层。
2.平面动用情况研究
2.1加热半徑法
根据矿场实际生产周期数据和Max-Langenheim加热半径计算公式对锦611块目前的平均加热半径进行了计算：该块完成吞吐生产4～6周期井的蒸汽吞吐加热半径在28.2～55.3m之间，表明局部吞吐开发井井间仍然存在一部分未动用储量。
2.2动边界无网格计算法
动边界无网格油藏工程计算方法，其基本原理是：用油藏埋深、孔、渗、饱、温度、压力等油藏参数建立静态地质模型，用蒸汽吞吐中的注汽数据、生产数据建立动态模型，用解析解方法求解。
根据油藏地质模型，结合油田实际生产数据，计算于2段、兴1段、兴2段剩余地质储量分别为41.21×104t、22.90×104t、24.92×104t。
于楼油层剩余储量主要分布在油层发育较厚、构造位置高受边水影响小以及由于个别高渗层与边水连通，导致油井含水上升过快影响开发效果井的附近。
兴隆台油层剩余储量主要分布在油层发育较厚的构造高部位。具体而言，兴1段油层剩余储量主要分布在锦616块构造高部位；兴2段油层剩余储量主要分布在锦616块、锦616-11-12块的构造高部位以及锦611块的16-新18井～15-16井附近。
3.潜力分析
3.1各层水淹情况差别较大，兴隆台油层具有较大挖潜潜力
锦611块于楼油层边水活跃，全区80%以上产水来自于楼油层，兴隆台油层水淹程度普遍较低，构造高部位剩余油富集，且局部井网不完善，具有较大的部署潜力。
3.2主力层剩余储量较大，仍具有挖潜潜力
虽然于楼油层目前水淹程度较高，但平面上井网不完善的个别区域仍然存在一定的弱水淹乃至未水淹区。
3.3层间矛盾导致高含水区具有调整挖潜潜力
在高含水区内，由于射开油层内存在高渗透层与低部位水层的直接连通的情况，导致部分油层动用程度仍然较低，在采取找堵水措施后，仍有望改善油井生产效果。
四、挖潜对策及经济评价
结合各油组油层分布特点，在于Ⅱ组和兴Ⅰ、兴Ⅱ组油层厚度大于6m的区域，采用蒸汽吞吐开发方式、80～100m井距部署新井3口。
结合该块早期试采油井生产情况及油井生产情况分析，设计新井日配产6吨。直井3口，单井钻井投资按300万元， 单井日产油4t，预计投资回收期1.5年，3口井累计创经济效益3230.7×104元。
五、结论及建议
1.锦611块开发效果差的主要因素是于楼油层水淹严重及兴隆台油层动用程度低。
2.锦611块具有开发潜力，建议在未控制区域进行产能建设部署。
参考文献
[1]刘贵满，马春宝.锦州油田开发实践与认识[C].辽宁科技出版社，2009：1-20.
[2] 范英才. 欢喜岭油田提高稠油采收率技术应用实践[J].中外能源，2009，14（7）：52-55.