夏友斌 (中油遼河油田分公司,遼寧盤錦124125)

高18塊構造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡北端高升油田南部,開發(fā)層系為下第三系沙河街組蓮花油層,含油面積1.66km2,石油地質儲量 464×104t,標定采收率20.1%,油藏埋深-1500～-1815m,平均有效厚度為23.6m,平均孔隙度為23%,平均滲透率為721×10-3μm2,原始含油飽和度60%。地層原油密度0.873g/cm3,地層原油粘度74.15m Pa·s,20℃地面脫氣原油密度為0.944g/cm3,50℃地面脫氣原油粘度為600～3000m Pa·s,原始地層壓力16.1MPa,飽和壓力12.3MPa。

該塊1977年實施420m基礎井網依靠天然能量開采,1980年加密至300m井網,1984年開始蒸汽吞吐,并局部完善了210m采油井網,由于吞吐效果變差,1991年轉入注水開發(fā),但2006年以后,受油水粘度比高、儲層非均質性強及出砂出底水等因素制約,含水迅速上升,產油量遞減,因此于2008年7月全面停注,開展了針對不同砂體提高采收率研究。

1 油田開發(fā)存在的主要問題

1)平面上開發(fā)效果差異大 受沉積相影響,L 1～4砂體主要發(fā)育在斷塊東部,分布范圍小,油層物性差,厚度在0～20m;L5砂體主要發(fā)育在中西部,油層物性好,分布范圍最廣,厚度在0～40m,并向東方向減薄;滲透性及原油粘度由西向東逐漸變差,目前高18塊累產油的73.8%由主體部位的L5砂體貢獻,而東部的L1～4砂體只占18.3%。

2)縱向上注水受效不均,非主力層動用程度低 受正韻律沉積控制,滲透性自上而下逐漸變好,動用程度最高的是L5砂體,采出程度18.5%,同時由于注入水水竄和邊底水活躍影響,油井含水上升速度快,水淹嚴重;L1～4砂體受油層出砂、油層為薄互層、滲透率低 (小于0.5μm2)、粘度較高 (大于1000mPa·s)等條件限制,注水和蒸汽吞吐效果很差,動用程度低;L6～7砂體主要發(fā)育在西北部,分布范圍小,由于油層薄、邊底水易錐進,動用程度差。

3)油井井況差,采油速度低 區(qū)塊全面停注前共有各類井42口,油井22口,開井14口,采油速度0.29%。由于高18塊屬于沉積末梢相,儲層巖性以細砂巖、粉砂巖為主,膠結疏松,經過蒸汽吞吐的降壓開采及注入水的沖刷作用,油層極易出砂,目前共有報廢井14口,主要集中在北東方向的L1～4砂體和 L5砂體邊部。

2 油藏地質特征再認識

1)構造特征研究 高18塊位于高二三區(qū)斷鼻構造的南翼,根據(jù)三維地震及完鉆井資料,重新落實構造[1],發(fā)現(xiàn)斷塊主要發(fā)育7條正斷層,主要以北東向斷層為主干斷裂,其中高2-3-4斷層斷距大,延伸長度長,為控制該區(qū)構造形態(tài)的主干斷裂,此外還發(fā)育了一系列北西、近東西向斷裂,對構造起分割作用,共將高18塊分割成5個斷塊。

2)沉積相研究 高18塊蓮花砂體是高二三區(qū)沙三段時期深水湖盆中發(fā)育的一套近岸水下扇南端的一部分,蓮花油層沉積初期水動力較強,后期減弱,自下而上儲層砂體發(fā)育有逐漸變差的趨勢[2]。L5～7砂體為中厚層狀砂巖、礫砂巖沉積組合,其中L5砂體分布范圍最大;L1～4砂體為灰褐色泥巖夾薄層砂巖、砂礫巖互層沉積組合,向西南方向尖滅。

3)儲隔層特征研究 儲層為一套由下而上粒度由粗變細的砂礫巖、含礫砂巖、砂巖及泥巖不等厚互層的正旋回組合。蓮花油層縱向上劃分為8個砂體,其中L1～4砂體為砂泥巖薄互層純油藏,L5～7砂體為邊底水油藏,L8砂體為大段水層。該塊隔層較發(fā)育,以泥巖隔層為主,L1～5砂體隔層厚度為2～13m,L5～7砂體之間隔層發(fā)育差,隔層厚度一般為1～3m。

3 剩余油分布規(guī)律研究

剩余油分布研究方法采用動態(tài)綜合分析法[3]和物質平衡法[4]。

1)平面剩余油分布規(guī)律 受注水影響,區(qū)塊西部隔層不發(fā)育地區(qū)大面積底水錐進,剩余油飽和度低且分布零散,高2-4-4斷塊及區(qū)塊東部注采不完善地區(qū)剩余油飽和度高于西部剩余油飽和度;在構造平坦區(qū)域主要受沉積相帶影響,主溝道剩余油飽和度較低,溝道間剩余油飽和度較高。

2)縱向剩余油分布規(guī)律 根據(jù)C/O比測井、吸水剖面、吸汽剖面測試結果發(fā)現(xiàn),剩余油宏觀上主要分布在互薄層、層內非均質造成的不均勻水洗帶;微觀上剩余油分布主要受沉積正韻律的控制,以下部動用為主,上部基本處于未動用狀態(tài),通過物質平衡法計算出L1～4砂體剩余油飽和度53.7%,L5砂體剩余油飽和度48.8%,L6～7砂體剩余油飽和度58.4%。

4 改善開發(fā)效果對策及實施效果

1)壓裂參數(shù)優(yōu)化 ①在壓裂液用量及注入速度選擇上,采用短時間注入大劑量的方法,在近井地帶油層形成寬深大裂縫,來充分改造油層物性。②在壓裂液類型選擇上,采用凍膠代替常用高溫壓裂液,來達到破膠快、返排快的目的,盡量減少壓裂液對地層的傷害。③在支撐劑類型選擇上,選用高強度耐壓陶粒代替常用的石英砂,來達到新造裂縫不變形、高溫熱采不變質的目的。④在砂比選擇方面,采用大砂比,從常用的20%～25%提高到30%,來達到裂縫充分填砂的目的。

2)改善注汽效果 由于L5砂體物性好,經過10余年的注水開發(fā)后,油水井間已形成連通通道,受注入水及底水雙重作用,含水上升速度快,為了防止油井水淹,在了解高18塊地層壓力能滿足油井排液需要,也不會造成油層脫氣的基礎上,對區(qū)塊3口水井全面停注,并優(yōu)選L5砂體低產、低含水井實施蒸汽吞吐,并對注汽參數(shù)進行優(yōu)化設計,其結果為:注汽強度為25～30t/m,井口蒸汽干度在75%以上,注汽速度在400t/d以上,悶井時間為5～6d。

3)水平井部署 通過 L7砂體構造研究,在油層發(fā)育主體部位部署實驗水平井1口 (高18-蓮H 701)。為防止底水錐進,水平段位置部署在靠近油層上部位置;根據(jù)Borisov穩(wěn)定流狀態(tài)下的水平井產能公式,理論上水平井水平段越長,水平井采油指數(shù)越高,由于L7砂體分布范圍小,故設計水平段貫穿整個L7砂體,設計長度230m。

截止到2009年底,區(qū)塊共實施壓裂措施6口,蒸汽吞吐5口,部署水平井1口,在對各砂體前期研究及成功實施的基礎上,區(qū)塊日產油從37t/d上升至91t/d,累計增油0.9475×104t;末期部署的實驗水平井初產油15t/d,是普通直井產能的5倍;采油速度由0.29%上升至0.72%,隨著采油速度顯著提升,開發(fā)效果變好。

[1]郭平.復雜構造地震資料成像新技術的開發(fā)與應用 [J].特種油氣藏,2007,14(2):45～49.

[2]張厚福.石油地質學 [M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.128～139.

[3]郭平.剩余油分布研究方法 [M].北京:石油工業(yè)出版社,2004.29～30.

[4]陳元千.現(xiàn)代油藏工程 [M].北京:石油工業(yè)出版社,2004.34～77.