張亞偉

【摘 要】衛(wèi)城油田衛(wèi)360塊位于東濮凹陷中央隆起帶衛(wèi)城構(gòu)造的東北部，是由衛(wèi)東和衛(wèi)西兩個斷裂帶控制的壘形復(fù)雜斷塊油田，主要含油層位為沙河街組沙三段，目前在特高含水開發(fā)形勢下保持穩(wěn)產(chǎn)為最大開發(fā)目標(biāo)。

【關(guān)鍵詞】儲層特征；構(gòu)造新認(rèn)識；沉積相研究；調(diào)整挖潛

1 油藏基本概況

1.1 地質(zhì)特征

油藏埋深為2800-3400m，含油面積5.72km2，地質(zhì)儲量721.12×104t，可采儲量144.63×104t，目前標(biāo)定采收率23.1%。

1.2 儲層特征

衛(wèi)360油藏儲集層巖性以長石質(zhì)石英粉砂巖為主，有少量細(xì)砂巖和雜砂巖。根據(jù)區(qū)內(nèi)取心資料統(tǒng)計，孔隙度一般在13～17%，平均15%，滲透率一般在1～40mD，平均10mD。

1.3 地層壓力與溫度

根據(jù)RFT測試資料分析，衛(wèi)360塊沙三上、沙三中、沙三下壓力系數(shù)為1.0左右，油藏原始地層壓力25～34.5MPa，地層溫度90～120℃，屬正常溫度、壓力系統(tǒng)油藏。

1.4 油水流體性質(zhì)

衛(wèi)360塊地層原油密度0.765g/cm3，地下原油粘度2.02～4.45MPa·s，地面原油密度為0.8476～0.8533g/cm3，粘度為13.5MPa·s，凝固點26～36℃。地層水總礦化度為31～33×104 mg/l，氯離子為19～21×104 mg/l，水型CaCl2。

2 油藏基礎(chǔ)研究

2.1 地層對比劃分

本次研究通過以下步驟實現(xiàn)對比與劃分的目的。（1）收集資料，確定砂組界線；（2）選擇標(biāo)志層；（3）以基準(zhǔn)井為中心，由近及遠(yuǎn)對比，最終達(dá)到閉合；（4）把全區(qū)每一口井都以這種方式對比，使全區(qū)對比結(jié)果一致（5）以沉積砂體的旋回性劃分小層。

根據(jù)以上幾點要求對全區(qū)各井統(tǒng)一劃分小層，沙三上劃分17個小層，沙三中劃分19個小層，沙三下劃分了46個小層。

2.2 構(gòu)造新認(rèn)識

復(fù)雜斷塊油藏具有構(gòu)造復(fù)雜，斷層多，斷塊小的特點，影響復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)效果的主要地質(zhì)因素是斷層分布，對斷層及斷塊的認(rèn)識是提高復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)效果的關(guān)鍵所在。本次研究使用2008年新采集高精度三維地震資料、100余口井的鉆井、試油試采、開發(fā)動態(tài)、HDT測井資料及RFT資料，采用人機聯(lián)作方式編制大量油藏剖面，繪制沙三上、沙三中、沙三下構(gòu)造圖及分砂層組構(gòu)造圖，對構(gòu)造有進(jìn)一步的認(rèn)識。

2.3 沉積相研究

2.3.1 沉積微相的劃分

衛(wèi)360塊沙三段總體為湖泊背景下的三角洲沉積體系。根據(jù)本區(qū)測井曲線特點，細(xì)分為水下分流河道微相、河道側(cè)翼微相、河口壩微相、遠(yuǎn)砂壩微相和泥灘微相。由于該區(qū)河口壩微相不發(fā)育，將其歸到水下分流河道微相前積型中。

2.3.2 沉積微相平面展布

根據(jù)各井測井相分析，編繪出各小層沉積微相分區(qū)圖。小層沉積微相分區(qū)圖反映出每層的沉積微相分布特征。河道走向已北西-南東向為主，呈條帶狀展布，儲層整體連片分布或呈扇狀展布。

2.4 剩余油研究

2.4.1 構(gòu)造高部位和斷層遮擋區(qū)剩余油

由于注入水常向低處流，如果構(gòu)造高部位無井控制則可能造成水動力滯留區(qū)，注入水驅(qū)替不到，從而形成剩余油區(qū)，衛(wèi)360塊構(gòu)造格局是北西高南東低，使得低部油層水淹程度低，高部位剩余油飽和度大。同時，在沿著東北方向斷層以及南部的斷層復(fù)雜帶，由于注入水驅(qū)替不到而形成剩余油富集區(qū)。此類剩余可采儲量為32.8×104t，主要挖潛手段是順斷層面打雙靶定向井來挖潛。

2.4.2 注采系統(tǒng)不完善區(qū)剩余油

一些小型的透鏡狀或條帶狀砂體，井網(wǎng)很難控制，這些油層有些仍保持原始狀態(tài)；有些砂體只有油井而沒有水井，僅靠天然能量采出少部分油，而成為低壓未動用油層；有的砂體只有水井而沒有油井，注水后油層成為高壓未動用油層。還有距離注水井遠(yuǎn)或距邊水遠(yuǎn)、驅(qū)動水未能波及到，造成的它們多以零星片狀分布于油層中。再加上衛(wèi)360塊油水井存在的井況問題，破壞了原有的注采關(guān)系從而也形成的一部分剩余油區(qū)。此類剩余可采儲量為28.9×104t。主要挖潛手段是對應(yīng)的油水井補孔或加密井網(wǎng)，老井側(cè)鉆，打更新井，大修等措施以完善注采關(guān)系，從而形成有注采系統(tǒng)的開發(fā)單元。

2.4.3 井網(wǎng)損壞區(qū)剩余油

主要是由于事故影響區(qū)。這類剩余可采儲量為5.6×104t。主要挖潛手段是側(cè)鉆、更新挖潛事故井區(qū)剩余油。

2.4.4 水動力滯留區(qū)存在的剩余油

主力層系內(nèi)井網(wǎng)已比較完善，部分油井已高含水，水井也比較多，但在油水井主滲流通道以外的區(qū)域以及注水井之間存在著大量剩余油。這部分剩余油是注采相對完善區(qū)在注水開發(fā)過程中形成的死油區(qū)。生產(chǎn)過程中，由于注采關(guān)系不斷調(diào)整，油層內(nèi)液流方向不斷改變，將油層中的剩余油切割的零亂，此類剩余可采儲量為34.3×104t。

對4套層系的4種類型的剩余油進(jìn)行了統(tǒng)計分析，我們認(rèn)為沙三下井網(wǎng)未控制型剩余油較多，考慮部署調(diào)整井完善注采井網(wǎng)；沙三中1-5主要潛力是完善注采、減少層間干擾；沙三中6-7總體開發(fā)較好，重點還是解決層間干擾和水動力滯留的問題。

3 具體做法

3.1 構(gòu)造新認(rèn)識區(qū)利用低效井側(cè)鉆挖潛高部位剩余油

在沙三中1-5實施側(cè)鉆井1口，沙三下構(gòu)造高部位實施側(cè)鉆井1口、換井底1口，增加水驅(qū)控制儲量5.8萬噸，水驅(qū)動用儲量3.9萬噸，年增油2161噸。例如衛(wèi)49-15h， 由于衛(wèi)49-15h處于構(gòu)造復(fù)雜帶，有注無采停井，2014年1月將該井換井底，動用衛(wèi)360塊沙三下儲量，側(cè)鉆到360塊沙三下5南部斷塊高部位。初期日增油能力11噸，目前5噸，年增油1572噸。

3.2 事故井區(qū)大修、轉(zhuǎn)注完善注采井網(wǎng)

2014年大修2口，轉(zhuǎn)注2口，完善4個井組注采井網(wǎng)，增加受效方向4個，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量10×104t，恢復(fù)水驅(qū)動用儲量6.1×104t。如衛(wèi)360-69井正常生產(chǎn)時日產(chǎn)油4t，2010年套漏后未正常生產(chǎn)，2014年4月大修下4寸套，補孔酸化后日產(chǎn)液25t，日產(chǎn)油3.3t，年增油603噸。

3.3 注夠水的基礎(chǔ)上酸化壓裂引效

實施壓裂井3口，酸化井4口，增加水驅(qū)控制儲量1.5×104t，水驅(qū)動用儲量1.5×104，年增油1977t。例如，衛(wèi)360-34井沙三上4井段由于受平面影響，動用不完全，此次壓裂引效，三上3井段未動用，此次補孔壓裂動用。措施后日產(chǎn)液38t，日產(chǎn)油8.2t，日增油6t。

4 取得效果

4.1 開發(fā)形勢好轉(zhuǎn)

1）日產(chǎn)油量上升、含水保持穩(wěn)定

與去年12月份相比，井口日產(chǎn)油量由2013年的114t上升到127t上升了13t，呈上升趨勢。含水由79.82%上升到79.87%基本保持穩(wěn)定。

2）自然遞減減緩

與去年同期相比自然遞減由39.31%下降到35.06%，下降了4.25個百分點。

4.2 經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)

1.針對提高儲量動用程度，實施總工作量26井次，增加水驅(qū)控制儲量26.8×104t，水驅(qū)動用儲量13.3×104t。

2.實施工作量投入費用937.7萬元，年增油1.0213萬噸，噸油按2200元/噸計算，產(chǎn)出2247萬元，創(chuàng)利潤1309.3萬元，投入產(chǎn)出比1：2.4。

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[責(zé)任編輯：楊玉潔]