摘 要：冷124块潜山油藏由于储层物性差，岩性复杂，原油粘度高，天然能量开发等诸多因素影响长期处于低速开采状态一次采收率低。针对区块开发存在的矛盾，为进一步改善区块开发效果，提高采收率，在精细油藏描述的基础上，重新评价油藏潜力目标区，进行“蒸汽吞吐”的热采开发实践，取得较好的开发效果。
关键词：潜山油藏；蒸汽吞吐；热采开发
1 油藏概况
冷124块构造上位于海外河—小洼构造带与雷家—冷东断裂构造带的衔接部位。东临台安—大洼断层，西接陈家逆断层，为一个独立构造单元，为中丰度、中产、浅层、中型孔隙—裂缝型潜山油藏。开发的主要矛盾为：潜山储层物性差，岩性复杂，裂缝发育非均质性较强，其储层预测难度较大；原油粘度高，平面纵向变化大；产能分布复杂，单井产能差异大；天然能量开发产量递减快、地层压力水平低、采油速度低、油井利用率低、采收率低。
2 热采实践主要做法
2.1岩性细分对比
根据岩心薄片鉴定分析，测井资料信息岩性识别，辽河油田陆上兴隆台、牛心坨、前进以及冷家等太古界潜山岩电特征总结出的“太古界潜山岩性测井识别标准”，比结果表明，冷124块潜山储层为一套混合岩化花岗岩及斜长片麻岩，内部夹厚度不等的辉绿岩、煌斑岩岩脉。冷124块潜山油藏上部为片麻岩，下部为混合花岗岩，混合岩硬度大性脆，且裂缝充填差裂缝发育带集中，片麻岩暗色矿物含量多，岩石呈柔性裂缝发育较差。
2.2裂缝识别描述
冷124潜山裂缝非均质性强，孔隙度较低，基质孔隙度较高，与其它变质岩潜山相比，冷124潜山孔隙度相对较高，渗透率相对较低。裂缝以斜交缝为主，裂缝倾角分布以30°～60°分布频率最高。地层可划分上部片麻岩段与下部混合岩段两套地层组合。下部混合岩段裂缝发育程度明显强于上部片麻岩段；下部混合岩段以张开缝为主，上部片麻巖段闭合缝比例高；裂缝发育段的分布以下部混合岩段表现为密度大、单一裂缝发育平均厚度大。
不同岩性的物性发育相差较大，以断裂活动引起的动力变质形成的碎裂岩物性最好，孔隙度平均大于10%，渗透率平均接近10×10-3μm2。其次混合岩与变粒岩、浅粒岩，由于刚性较强，部分岩石呈碎裂质特点，物性也较好。片麻岩类物性最差，平均孔隙度只有1.9%，渗透率平均<1×10-3μm2。基性脉岩中的裂缝绝大多数裂缝被完全充填，有利于油气储集的有效裂缝很少；片麻岩中未充填、半充填的有效缝可占25%。混合花岗岩中完全被充填的裂缝很少，有44.4%的裂缝未被充填。进一步证实混合花岗岩在冷124潜山岩性中可成为最有利的储层。
2.3油层分布研究
冷124潜山主体部位油层发育厚度大，含油井段连续集中，上部片麻岩段油层发育程度差，下部混合岩段油气富集，在两条内幕断层夹持的高垒块油层富集程度很高，解释油层比重96.7%，而高垒块外油层发育很差，解释油层比重3.3%。
2.4产能分布评价，确定潜力目标区
平面上高产井主要集中在油层及裂缝发育的主体部位，呈北东向条带状分布。纵向上集中在混合花岗岩段。产量花岗岩储层明显高于片麻岩，花岗岩产量占71%。通过四性关系、油层产能分布研究，确定油层发育主体部位的混合花岗岩段为热采开发潜力目标区域。
3 开发方式优选，油藏实现热采开发
3.1油藏物质基础
剩余储量丰度227 ×104t，区块剩余储量丰度高，属中丰度。 应用物质平衡法计算区块剩余油饱和度为50.7%。
3.2开发方式筛选
从储层参数条件看，该油藏较适合开展火烧方式开发，但考虑到火烧技术复杂及操作难度大，本次开发暂时不考虑这种方式。对于蒸汽吞吐除孔隙度渗透率相差较大外，其它指标接近筛选标准要求。但由于该油藏是潜山油藏，裂缝发育，孔隙度渗透率指标不能和砂岩油藏指标对比。综合比较，蒸汽吞吐是比较适合区块的开发方式。
3.3注汽参数优化
借鉴砂岩蒸汽吞吐油藏数值模拟优化注汽参数结果，对冷124块潜山油藏影响注汽效果的各项参数进行优化。数值模拟结果表明：同样的注汽参数条件下，油层越厚蒸汽吞吐效果越好，经济效益好。原油粘度越低、渗透率越高、含油饱和度越高蒸汽吞吐效果越好。注汽强度在80-120t/m为最优。
3.4选井原则
立足原射孔井段；油井自然产能高，累产高；构造高部位，油层发育主体部位；生产井段岩性为下部的混合花岗岩；△t>187μs/m，RLLd>70Ω·m有效裂缝段；吞吐井集中选择，便于建立起连续的温度场。
4 结论及建议
实施蒸汽吞吐7井次，区块日产由20t上升到最高的70t，采油速度由0.13%上升到最高0.58%，取得良好的开发效果，为油田的稳产起到了重要的作用，同时为类似油藏的开发积累了宝贵的经验。
创新思路是实现区块热采开发的前提；精细地质研究是实现区块热采开发的基础；工程参数优化设计是实现区块热采开发的关键。
参考文献：
[1]常斌，贺凯.辽河盆地小洼古潜山裂缝成因及油气藏潜力分析[J].特种油气藏，2013，20（3）：47-50.
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