1. 基本概况
QT油田是一个复杂断块油田，区域构造位于济阳坳陷惠民凹陷南斜坡中部的地垒构造带上[1]，具有以下地质特点：
1.1. 构造特征
QT油田是一个被断层复杂化的复式鼻状构造油藏，构造北界是夏口断层、南界是QT断层，中间被三条近北东东走向的亚三级断层划分为四个北东东向的亚三级断块区，在四个亚三级断块区内部又发育了多条次级断层将其分割为若干四、五级小断块[2] [3]。区域内的构造南高北低，纵向上是由两个区域地层不整合(新生界内部新近系、古近系的不整合和新生界、中生界的不整合)分为三大构造层——明化镇组、馆陶组地层为上构造层，南高北低，倾角较为平缓，与下伏的古近系为角度不整合接触；中构造层为古近系(东营、沙河街组)断陷式构造层，北低南高，倾角大，与上下构造层均以角度不整合接触，内部断裂发育，从北向南地层剥蚀越来越强，残余地层越来越少[4] [5]；下构造层为惠民凹陷的基底，由古生界和中生界的地层组成，古生界地层保存完整，是一个半背斜构造，中生界地层受到不同程度剥蚀，向东变厚，在构造主体最薄，与孔店组—沙四段呈角度不整合接触[6]。构造断裂较为复杂，断层多，断块碎小。已经发现的含油区块中，最大区块的含油面积为4.0 km2，最小区块含油面积仅0.06 km2，面积小于0.5 km2的区块占区块总数的79%以上。
1.2. 地层特征
油层埋深1160~2370米，油藏的压力系数为1.0左右，地温梯度3.0左右，属常压常温系统[7]。油气集中分布在新生界地层中，从下到上分别为古近系的沙河街组沙四段、沙三段、沙二段和新近系的馆陶组等层系。油水关系复杂，含油井段跨度长，含油层系较多。含油层系主要为第三系的沙四下段、沙四中、沙四上、沙三、沙二、馆陶组共6套含油层系15套砂层组，含油井段1110~2520米，达1410米，没有统一的油水界面，油水关系复杂。
1.3. 储层特征
一是储层非均质性严重，物性差异大。储层岩性以河流相、河流三角洲相沉积的砂岩为主，平均孔隙度15%~27%，空气渗透率3.4 − 436 × 10 − 3 μm2，以中孔中低渗为主，同一断块内层间物性差异大，不同断块间储层物性差异更大。二是小层平面展布不稳定，储层连通性差，井层连通率为36.6%，厚度连通率只有25.8%。三是储量较为分散，单层平均厚度薄。单层厚度一般为1~4米，在分小层储量计算单元中，单层储量小于5 × 104 t的占单元总数的60%，储量占总储量的62.7%。
1.4. 原油性质
原油性质在纵向上及平面上差异大。地面原油密度0.8545~0.9798克/立方厘米，地面的原油黏度是9.77~1954毫帕.秒；含硫0.02%~0.49%，凝固点3~35℃。
1.5. 敏感性特征
根据岩心全岩矿物及粘土矿物X-衍射分析统计资料，QT油田粘土矿物含量较高，平均16.2%，粘土矿物成分主要是以蒙/伊间层，含量为81%，其次是高岭石占8.1％。由于粘土矿物除了降低孔隙度和渗透率以外，粘土微粒的运移、膨胀和对入井液的敏感形成沉淀物从而堵塞吼道，对油层有一定的损害[7]。根据五敏性试验表明，储层普遍表现为中–强水敏的特征。主力单元曲九馆三、曲九沙河街、曲104单元强水敏、酸敏、强盐敏表现尤为突出，给油层保护提出了较高的要求。
2. 复杂断块油藏类型
复杂断块油藏类型复杂且多样[8] [9]。通过对典型油藏QT油田的16个单元的油藏地质条件和影响开发效果的主要因素进行研究、归类总结，将QT油田划分为四种油藏类型：整装油藏、高泥质油藏、高渗窄条带油藏和中低渗岩性油藏(表1)。
2.1. 整装油藏
该油田有整装油藏1个，Q9N3单元，油藏地质特征表现为整装、连通好、有一定边底水、能量充足。该单元地质储量573.4万吨，占总储量的18.7%，采出程度28.6%。目前油井开井68口，水井开井20口，日油水平106吨/天，占总产量的22.3%。目前已在该单元东部开展化学驱，正处于初期注聚阶段。
2.2. 高泥质油藏
该油田有高泥质油藏5个，包括Q9/111块、Q9/21块、Q9/6沙四上中、Q9/14、Q103/1沙三块。油藏地质特征主要表现是储层敏感性强，泥质含量高，地层易发生堵塞。该类油藏地质储量963.2万吨，占油田地质储量31.4%，采出程度16.9%。
2.3. 高渗窄条带油藏
高渗窄条带油藏8个，包括Q10、Q8N3、Q103/X7、XI24/371、Q15沙三、Q9/6沙四下、Q9/21沙四下、Q104块主力层。主要特征为小断块、储层连通性好、物性好、边底水活跃、含油条带窄、原油性质好。地质储量719.4万吨，占油田地质储量23.4%，以优质储量为主。
2.4. 中低渗岩性油藏
中低渗岩性油藏3个，包括Q102块、Q15沙四上、Q104块非主力层。主要特征为地质结构复杂、渗透率低、且储层连通性差，主要是岩性小砂体和封闭小断块，地质储量816.4万吨，占油田地质储量26.5%。
Table 1. Classification of main reservoir types in QT oilfield
表1. QT油田主要油藏类型分类
油藏类型 |
特点 |
主要单元 |
地质储量万吨 |
整装油藏 |
连通好、能量充足 |
Q9N3 |
573.4 |
高泥质油藏 |
高泥质、地层易堵塞 |
Q9/111、Q9/21、Q9/6、Q9/14、Q103/1 |
963.2 |
高渗窄条带油藏 |
物性好、边底水活跃、含油条带窄 |
Q10、Q8N3、Q103/X7、XI24/371、Q15沙三、Q9/6沙四下、Q9/21沙四下、Q104块主力层 |
719.4 |
中低渗岩性油藏 |
连通性差、封闭小断块及岩性小砂体 |
Q102块、Q15沙四上、Q104块非主力层 |
816.4 |
3. 各类油藏特征及开发特点
不同油藏因为其特征不同而呈现不同的开发特点(表2、图1) [10] [11]。
3.1. 整装油藏高含水
Q9N3区块东北部已进入高含水阶段，目前开始注聚开发。Q9N3区块西南部平面物性差异大，低液低含水井与高液高含水井均存在。西部物性差的位置油井低液，物性较好的构造高部位和中部腰部位置油井液量高，平面水驱不均衡，靠近边水区域无注水见效特征，高部位水窜严重，严重影响低部位水驱效果。注采井组进行多轮次常规调配后难以达到需求，无法稳产[12]。
Table 2. Statistical table of polymer injection in northeast of Q9N3 block
表2. Q9N3区块东北部注聚注入情况统计表
段塞 |
段塞尺寸 |
注入液量 |
聚合物 |
表活剂 |
连续注入时间 |
(PV) |
(104m3) |
浓度 |
用量 |
浓度 |
用量 |
(%) |
(t) |
(mg/L) |
(t) |
(d) |
一 |
设计 |
0.05 |
39.8 |
2800 |
1252 |
/ |
/ |
332 |
实际 |
0.02 |
16.53 |
3197 |
593.8 |
|
|
207 |
完成% |
40 |
41.5 |
114.2 |
47.4 |
|
|
62.3 |
二 |
设计 |
0.7 |
557.2 |
2500 |
15,652 |
0.4 |
22,288 |
4643 |
实际 |
|
|
|
|
|
|
|
完成% |
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
设计 |
0.75 |
597 |
/ |
16,904 |
/ |
22,288 |
4975 |
实际 |
0.02 |
16.53 |
|
593.8 |
|
|
|
完成% |
2.7 |
2.8 |
|
3.5 |
|
|
|
Figure 1. Well pattern diagram of Q9N3 unit
图1. Q9N3单元井网图
3.2. 高泥质油藏地层易堵塞，油井低液、水井欠注
高泥质区块油井普遍低液，治理难度大[13]，如Q9/111区块采出程度9%，目前油井开井22口，平均单井日液6.3吨，单井日油1.2吨。目前欠注井组31个，占所有注水井组26.5%，控制水驱储量433万吨，且主要为中低水淹，低渗，高泥质井组。水井降压增注措施有效期短：受地层堵塞影响，水井注不进问题尤为突出，如Q9/129井组开展水井降压增注试验，短期内产量有一定提升，但有效期较短，递减幅度大，效果均不理想(图2、图3)。
Figure 2. Pressure classification column of Qu9/111 block injection well
图2. 曲9/111块注水井压力分级柱状图
Figure3. Injection-production situation of Q9/111 block in typical high argillaceous reservoir
图3. 典型高泥质油藏Q9/111块注采情况
3.3. 高渗窄条带油藏含油条带窄，含水上升快
高渗单元注采关系多为单向对应，主力层、主流线水线推进后油井含水上升快，调剖调驱工艺实施难度大，新井和措施挖潜剩余油的初产高但递减大(图4)。如Q104/X611块，2014年开发初期日产油103吨/天，后期水线突进，含水上升快，产量递减大，目前日产油仅13吨/天。
Figure4. Development curve of Q104/X611 block in typical high permeability narrow strip reservoir
图4. 典型高渗窄条带油藏Q104/X611块开发曲线
3.4. 中低渗岩性油藏注采不完善、地层能量低、油井低液、采出程度低
Figure 5. Floor plan of block Q102
图5. Q102块小层平面图
中低渗岩性油藏注采对应率较低，为56.3%，合计257个井层储量规模小无法完善注采井网，其中以岩性小砂体为主192个，占比74.7%。难以实现高效开发。典型区块Q102块沙四上段(图5)：主要受岩性控制，未注采完善区大部分集中在岩性小砂体，由于面积小的层系无注水井注水，除Q104/X716井边水强高液高含水以外，油井均供液差，目前开油井4口，平均单井日液能力3.1 t/d，日油能力0.4 t/d，综合含水87.1%。
4. 结论
通过此次研究，将QT油田根据油藏地质条件分成了四个不同类型的油藏，同时针对不同油藏类型进行相应的油藏开发方案调整[14]，得出了以下结论：
4.1. 整装油藏
整装油藏一般物性好、连通好、有一定边底水、能量充足。油藏开发存在较大潜力，初期开发可采用注水开发，后期再运用化学驱等三次采油。
4.2. 高泥质油藏
高泥质油藏因为泥质物运移易堵塞地层，造成油井采不出、水井注不进，呈现水井欠注、油井低液。应在完善井网的基础上，找准剩余油富集的潜力层和潜力井开展增压注水解堵注水方式，油井采用预防、解堵、防砂相结合的方式解堵释放产能。预防：油层保护 + 缩膨；解堵：油层清洗剂 + 缩膨解堵剂 + 多氢缓速酸或中性解堵剂；防砂：地填 + 环填相结合。
4.3. 高渗窄条带油藏
高渗窄条带油藏水线突进、含水上升快，继续转变思路，向调驱调剖转变，优选含油面积大，多向对应的井组进行调剖调驱试验。
4.4. 中低渗岩性油藏
中低渗岩性油藏实施的吞吐增能效果明显，继续优选储层封闭、储层敏感性弱、措施前初产高、含水低、剩余可采储量高、井筒状况良好的油井继续开展吞吐增能试验。
总之，不同的油藏类型对应着不同的油藏特征和开发特点，必须根据具体的油藏特点和类型选择相应配合的开发方式。如通过注水补能、转变开发方式提高油田采收率、加大创新攻关开展不同油藏类型的分类治理提高储量动用。