编者：辽河油田目前共有低渗区块37个，总含油面积152.6km2，占辽河油区已探明含油面积的15.2％；原油地质储量17509×104t，占辽河油区已探明原油地质储量的8.5％，如何开发好这部分储量，对辽河油田来说非常重要。作者通过对辽河油区外围盆地交2块的低渗开发实践进行分析，力图为油田的下步调整和开展综合治理工作提供依据，以达到稳油、控水、提高采油速度，最终实现提高采收率的目的。
一、油藏开发概况
交2断块区处于陆东凹陷交力格洼陷东南端的交南断鼻上，是交力格洼陷向南扬起而形成的鼻状构造。该区含油层位为九佛堂组，油藏埋深1570～1850米，油藏类型为构造岩性油藏。上报探明含油面积7.1km2，原油地质储量455×104t。该区九佛堂组是近岸水下扇沉积，储集岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩、泥质砂砾岩和砂岩夹薄层暗色泥岩，属深水—较深水环境中沉积，储层物性较差，平均孔隙度16.7％，平均渗透率6.9×10-3μm2，平均泥质含量9.7％，碳酸盐含量14.4％。该区原油密度(20℃)平均0.9141g／cm3，50℃时平均0.8962g／cm3，50℃时的原油粘度平均215.85mpa·s，最高达431.3mpa·s，凝固点平均12℃，含蜡4.47％，胶质十沥青质含量为33.24％。地层水水型为NaHCO3型，总矿化度7290.57mg/L。
交2断块区于1991年开始钻探，同年8月，交2井在九佛堂组地层获工业油流，从而打开了该块勘探开发的局面。1993年3月，在交2井周围以200m井距、正方形井网共部署各类井153口，完钻147口。完钻井陆续投产，到1995年9月，产量达到最高峰，投产油井109口，开井94口，断块日产油309t，平均单井日产油3t。1995年11月制定了注采井别方案，确定油井105口，注水井38口。
截止2004年1月，共投产开发井129口，其中油井88口，开井70口，断块日产油35t，平均单井日产油0.5 t，综合含水68.56%，累积产油27.1×104t，采出程度5.96%。注水井41口，开井8口，平均单井日注水20m3，累积注水99.01×104m3，累积注采比1.36，累积亏空-26.5×104m3。
二、开发阶段划分及效果评价
交2块自1993年5月投入试采以来，到目前已历经了11年，按其开发历程可划分为三个开发阶段：天然能量开发阶段、全面注水开发阶段及降压开发阶段。
1.天然能量开发阶段(1993.5—1996.3)
1993年5月交2井压裂试油试采，日产油5.3t，1994年8月编写《交2块开发概念设计》，1994年底开始钻井，1995年投产油井130口，1995年9月，产量达到最高峰，日产油达到309 t，到1996年3月末，断块日产油水平为170t，阶段累产油10.01×104t，综合含水33.0%，采出程度1.84%，地层压力由原始压力16.2MPa下降到6.92MPa，已低于饱和压力，地层能量损失严重。
2.全面注水开发阶段(1996.4—目前)
1996年4月，交2块开始采用反九点法面积注水，到7月底，共投转注水井38口，日注水量1344m3，区块进入全面注水开发，1997年10～11月间为了调整平面注采关系，相继转注水井4口，使区块水井总数达到42口。
由于交2块属中孔特低渗油藏，天然条件不足，加之大井段射孔，压裂形成的人工裂缝等原因，造成区块全面注水开发后不久，水淹、水窜严重，区块综合含水在短时间内大幅度上升，综合含水由1995年底的24.1%上升到1996年底的56.3%，含水上升速度达33.68%，日产油水平由1995年底的183t下降到1996年底的93t。
3.降压开发阶段(2000.4—目前)
2000年3月20日，该区块正式承包给天津大港圣康石油技术开发有限责任公司，承包油井102口，水井42口。承包后产量连续三年递减，年递减率均在14%以上；
2003年3月20日茨榆坨采油厂科尔沁开发公司收回管理权，接手时常开油井15口，间开井16口，基本上靠放油帽生产，捞油井日产油只有2t，经过近一年来的治理，截止2004年1月，断块日产油提高到了35t，注水井41口，开井8口，平均单井日注水20m3。
三、剩余油分布规律及目前开发中存在的主要问题
1.水淹状况分析
a.平面矛盾突出，北部及中部水淹、水窜严重，南部注水见效差。平面上注水见效井多集中在区块北部，油井见效后2-3个月内即被水淹，区块南部由于储层物性差，油稠等原因，大多数水井都注不进，多数油井产能低，有部分油井已不出油。
b.层间矛盾突出，水驱动用程度低。吸水剖面统计资料表明，该块层间吸水能力差异大，层间矛盾突出，水驱控制程度低。该块吸水厚度占总射开厚度的38.8％，其中Ⅱ油组占16.7％，Ⅲ油组占22.1％，Ⅰ、Ⅳ油组几乎不吸水，因此，主力油组Ⅱ、Ⅲ油组水淹相对较强；而对于Ⅱ油组，5～7小层水淹严重，吸水厚度占本油组的83％，Ⅲ油组2、3、7三个小层水淹较严重，吸水厚度占本油组吸水厚度的70％。
c.注水见效后，有效期短，沿东西裂缝方向水淹，含水上升快。截止1996年底共有37口油井见到注水效果，其中单向见效井22口，占见效总数的59.46%，双向见效井12口，占见效井数的32.43%，见效井中有17口井是沿东西裂缝方向水淹的，占见效井数的36.17%，其特点表现为：水淹快、有效期短、产量递减严重。
2.剩余油分布规律
从我们绘制的交2块水淹图上可以看出，该块北部水淹严重，水淹区连片分布，油井含水大部分都在80％以上，南部由于物性差，大部分注水井注不进，只在注水井周围含水较高，多数油井含水在40～60％之间。从平面上看剩余油主要集中在区块南部及东部。
交2块由于Ⅱ、Ⅲ油组在全区分布广泛且油层厚度大、连通较好，而Ⅰ、Ⅳ油组在全区呈零散分布，油层厚度小、连通性差，因此区块主要吸水层位为Ⅱ、Ⅲ油组。吸水剖面统计资料表明：该块吸水厚度占总射开厚度的38.8％，其中Ⅱ油组占16.7％，Ⅲ油组占22.1％，Ⅰ、Ⅳ油组几乎不吸水，因此，主力油组Ⅱ、Ⅲ油组水淹相对较强；而对于Ⅱ油组，5～7小层水淹严重，吸水厚度占本油组的83％，Ⅲ油组2、3、7三个小层水淹较严重，吸水厚度占本油组吸水厚度的70％。所以，在纵向上交2块剩余油主要集中在Ⅰ、Ⅳ油组及Ⅱ、Ⅲ油组的部分小层。
3.存在的主要问题
a.油井单井产能低，供液严重不足，而且井况复杂。
b.油井出砂较严重，抽油杆偏磨严重，造成检泵频繁。
c.南部注水困难，油井见效差，缺乏有效的增注措施。
d.区块中北部水淹、水窜矛盾突出，目前58排以北地区，油井含水多在80%以上，平面矛盾突出。
四、潜力分析及下步工作建议
交2块标定采收率为10.1％，而目前的采出程度5.96％， 仅采出可采储量的59％，尚有一定潜力可挖。在平面上，断块的南部及东部，纵向上Ⅱ、Ⅲ油组的部分小层剩余油较多，是今后挖潜的潜力所在。
建议该块在以后的生产过程中，对部分井定期测吸水剖面及产液剖面等，取全取准动静态开发资料，为油田的下步调整提供依据。
另外还建议在交2块开展油藏精细描述与剩余油分布规律研究，开展综合治理工作，以达到稳油、控水、提高采油速度，最终提高采收率的目的。□