第二节　朝阳沟－长春岭地区油田

　　朝长地区面积约4500平方千米，主要储油层为扶余油层、杨大城子油层及葡萄花油层，断层发育，受构造、岩性等多种因素控制，油水分布较复杂。朝长地区的朝阳沟、肇源、双城3个油田由第十采油厂开发和管理；头台油田由头台油田有限责任公司开发和管理。1986年朝长地区油田投入开发，至2005年，建开发井近5000口，累计产油1817.47万吨。

　　一、朝阳沟油田

　　朝阳沟油田位于松辽盆地中央坳陷区的“三肇”凹陷和东南隆起区的宾县王府凹陷之间，属于中央坳陷区东南部的朝阳沟阶地和东南隆起区的长春岭背斜带的一部分。系被断层复杂化的构造控制的复合型油气藏（包括岩性构造油藏、岩性断层油藏、上倾尖灭油藏等）。主要储油层是扶余、杨大城子油层，其次是葡萄花油层。探明含油面积231.1平方千米、石油地质储量16208.62万吨。其中，葡萄花油层含油面积15.34平方千米、石油地质储量47662万吨；扶杨油层含油面积231.1平方千米、石油地质储量15732万吨。

朝阳沟油田地面生产系统平面图　图－17

　　1986年8月，朝阳沟油田朝45断块生产试验区投入开发，采用210米、300米、420米井距的五点法面积井网和反九点法面积井网注水方式开发，布井50口，当年（12月）投产44口，日产油130吨。其他断块部署的20口生产评价井，也绝大部分钻遇油层，使含油边界得以落实。1987年以后，每年投产约250口井，油田注水量逐年提高，地层压力稳定回升，油井全面见到注水效果，产量逐年增加，综合含水上升率控制在2％以内。在此基础上，通过老区油井二次压裂改造，产油量于1992年首次突破100万吨大关（实产105.01万吨），跻身全国十大油田之列。
　　1993年以后，朝气4、朝661、朝58、朝521等区块在葡萄花油层陆续钻建开发井。1995年起，又加快杨大城子油层的开采步伐。1996～1997年，葡萄花油层和杨大城子油层分别投产油水井137口和187口，分别动用地质储量462万吨和1488万吨。在加快新井产能建设、不断提高油田生产能力的同时，针对“四类区块”（达标稳定区、近期达标区、稳定提高区、研究攻关区）的不同特点，分类管理，逐块调整，并不断扩大开发规模，以及在轴部地区实施线状注水、油井重复压裂等增产措施，产量持续增长，1997年达到顶峰———141万吨。
　　1999年起，朝阳沟油田由于高注采比、高注水压力，导致含水上升速度加快，油水井套损率逐年增加，而且部分区块井网适应性差，产量自然递减率逐年加大。2001年，产油量降至97万吨。此后，朝阳沟油田优化注水结构，实施综合调整，对不同区块实施分类治理：对进入中、高含水期的一类区块，实施井网加密，搞好周期注水；7个二类区块扩大加密规模，并结合注采系统调整，开展热力采油试验。2003年，在三类区块中优选渗透率高于6毫达西的长31区块，开展106米、150米两种井距加密试验，建立有效的驱动体系，水驱控制程度提高到65％，地层压力上升，采油速度由加密前的0.3％逐步提高到0.86％。2005年，朝阳沟油田增加水驱储量505万吨，增加可采储量296万吨，一、二类区块的采收率分别提高2.6和4.3个百分点，三类区块采油速度也有所提高，产量由降转稳，老井自然递减率、含水上升率以及套损率得到有效控制。同年，在二类区块的朝119－52井组开展蒸汽驱油试验，取得突破性成果。
　　截至2005年底，朝阳沟油田动用含油面积231.1平方千米、地质储量16208.62万吨、可采储量3761.61万吨，建井3779口（含油井2675口、注水井1104口），年产油84.77万吨，累计采油1817.47万吨，采油速度0.52％，采出程度11.21％；年注水466.26万立方米，累计注水量7868.82万立方米，年注采比2.81，累计注采比2.58；油田综合含水30.82％。

　　二、头台油田

　　头台油田地处肇源县境内，地质构造位于中央坳陷区朝阳沟阶地头台鼻状构造，断层发育，以南北向为主。主要储层为下白垩系泉头组泉三四段地层的扶余油层，可分为3个油层组18个小层，属特低渗透油层，埋深平均1400米，为一套河流三角洲相沉积。探明含油面积188.8平方千米，探明石油地质储量1.09亿吨。
　　地面原油相对密度0.8624克／立方厘米，原始饱和压力4.19兆帕。原始油气比17立方米／吨。油藏压力系数正常，油藏地温梯度为5.3摄氏度／百米。头台油田的茂8－茂111区块由头台油田有限责任公司开发和管理；茂801区块（探明含油面积19.8平方千米，地质储量1139万吨）由第七采油厂开发和管理；台1－茂506区块由地下资源开发公司兴茂油田开发有限责任公司开发和管理；江心岛区块由三环公司开发和管理。
　　1993年11月，头台油田开辟开发试验区，投产油井37口、注水井13口，部分油井依靠天然能量开采5个月后，开始注水；茂9—茂111区块则采用同步注采方式投入开发。1994年7月，头台油田全面投入开发，初期采用井排距为300米的反九点法面积井网，当年投产油水井278口，年产油10.56万吨，并投产1口气井———敖浅1井，以满足工业生产需要。由于储层裂缝发育，注水4天后就出现东西向1口暴性水淹井（含水高达99％），之后又陆续出现东西向水淹井41口。而南北向油井却见不到注水效果，致使产量不断递减。1995年8月，选择北部油层性质较差的茂804井区和南部油层条件较好的茂11井区，利用裂缝实施试验性线状注水后，始见产量有所提高、含水有所下降。1997年，主产区块将反九点法面积井网注水改成线状注水，地层压力、单井产油量有所恢复。同年10月，茂801区块投入开发，开采目的层为扶余油层，投产抽油井13口（含固定式10口，活动式3口）、活动注水试验井4～6口，用拖拉机带动井下螺杆泵进行间歇动态采油，同样用拖拉机带动三缸柱塞泵间歇性注水。
　　2000年，无名岛区块投产，采用排距为150米的东西向线状注水井网，43口油井初期井均日产油0.8吨，每米采油强度0.05吨。2000年5～11月，茂801区块间歇采油10口井，采油0.41万吨，年注水1.55万立方米，采油速度0.16％。

头台油田地面生产系统平面图　图－18

　　2001年，江心岛区块依靠天然能量投入开采，该区块储层物性与无名岛近似。同年，头台油田一类区块开辟试验区，加密调整4口油井，形成两排水井夹三排油井的注采布局。2003年，头台油田进行注采系统调整，采用106米排距的线状注水井网，使老井产量稳中有升，原注水井和高含水井启抽后出油，井区产量上升。2004年，台1区块按照规则井网、滚动外扩、分散注水的开发模式投入开发，采用“450～225米×120米”的矩形井网布井，地面系统从简起步，逐步完善。
　　2004～2005年，头台油田一类区块分三批进行注采系统调整，老井井均日产油量增至5吨；二类区块分三批扩大排距70米的线状井网调整范围，钻加密井26口，加密井与老井日产油量分别达到2.8吨和1.8吨，井区采油速度也由0.26％提高到1.58％。同期，茂40－茂16区块扶余油层小排距注水试验在油水井距165米的条件下仍未能建立有效的驱动体系；无名岛区块北部实施注采系统调整：一、二类区块经过五年的加密与注采系统调整以及注水方案优化，水驱控制程度提高，非主力层得以有效动用；应用微生物吞吐采油技术，产油量增加近3万吨，采油速度提高，含水上升速度和自然递减得到控制。
　　截至2005年底，头台油田动用含油面积38.1平方千米、地质储量3075万吨、可采储量587万吨，建油井510口，开井411口，年产原油22.54万吨，累计产油159.72万吨，采油速度0.72％，采出程度5.19％；建水井176口，开井114口，年注水111.19万立方米，累计注水1075.59万立方米，年注采比2.2，累计注采比3.5；油田综合含水53.58％。

　　三、肇源油田

　　肇源油田地处肇源县境内，其构造位于中央坳陷区朝阳沟阶地西部肇源鼻状构造。断层发育（有151条），正断层大多为近南北向走向，在轴部和西翼各有一个断层发育带，将鼻状构造切割成地垒、地堑相间分布的格局。开采目的层为扶余油层，沉积环境属河流相沉积，为低孔、特低渗透致密油层。原油品质较差，平均地面原油比重0.8697，地面原油黏度67.2毫帕·秒，平均地层原油比重0.7967，地层原油黏度8.12毫帕·秒，饱和压力4.71兆帕，原始油气比18立方米／吨；储层原始含油饱和度50.4％，孔隙度12.5％。
　　该油田由第十采油厂开发和管理。
　　2004年8月，源121－3、源35－1北、源35－1南、源151井区投入试验开发，分别部署井排距为“350米×100米”“250米×100米”“250米×80米”“350米×150米”四种井网，投产油水井72口，动用含油面积4.27平方千米、地质储量218万吨。同年10月进行注水开发，并钻建1口密闭取心井。结果显示，油层具有一定的吸水能力，但注水压力提升快，初期产量递减快，油井出油差异大。经过一年有余的注水开发，有10口油井不出油。2005年，肇源油田提交探明储量1199.29万吨，含油面积22.77平方千米；钻开发井237口，建成产能9.96万吨。
　　截至2005年底，肇源油田投产油水井101口，其中油井77口，日产油48.7吨，累计产油2.66万吨，采油速度0.8％，采出程度1.22％；注水井24口，日注水486立方米，累计注水19.43万立方米，年注采比6，综合含水28.2％。

　　四、双城油田

　　双城油田位于双城、肇东、肇州三市（县）交界，其地质构造横跨长春岭背斜带和王府凹陷两个构造单元。开采目的层为扶余油层，断层发育，均为正断层，主要呈近南北向。以河流相沉积为主，油藏类型主要是构造岩性油藏，局部为断块岩性圈闭。探明地质储量203万吨，含油面积3.5平方千米。地面原油比重0.8711，地面原油黏度31.7毫帕·秒，地层原油比重0.855，地层原油黏度7.7毫帕·秒。原始油气比为20.2立方米／吨，地温梯度平均5.19摄氏度／百米，属较高地温梯度油藏，压力系数平均0.65兆帕／百米。
　　2003年10月，双30区块投入开发。该区块系“人”字形断层所控制的地垒断块，地质储量171.05万吨，含油面积2.79平方千米，平均空气渗透率7.8毫达西。同年12月，采用井排距350米×150米菱形井网布局，投产投注油水井51口，初期平均单井日产油3.4吨，采油速度2.78％。注水6个月后油井大都见效，受效程度比朝阳沟油田一类区块高约30％，地层压力6.33兆帕，总压差－1.51兆帕。2005年，双501和双301区块也相继投入开发。截至2005年底，共动用含油面积14.06平方千米、地质储量706万吨，投产油水井270口，建成产能17.1万吨。双30区块单井日产油量降至3.1吨。