孫倩鈺

摘 要：林樊家油田地處山東省濱州市尚店以西、里則鎮(zhèn)以北，位于濟陽凹陷與惠民凹陷之間的林樊家凸起東部偏南。其中林東館三是具有邊底水的稠油油藏，蒸汽吞吐是其主要的開發(fā)方式。本文分析了該區(qū)塊油藏地質(zhì)特征，開發(fā)現(xiàn)狀，提出了提升開發(fā)效果的有效對策，并對實施效果進行評價。

關(guān)鍵詞：林樊家油田；油藏特征；開發(fā)狀況；開發(fā)對策；挖潛措施

1油藏基本概況

1.1 區(qū)域概況

林樊家油田地處山東省濱州市尚店以西、里則鎮(zhèn)以北，位于濟陽凹陷與惠民凹陷之間的林樊家凸起東部偏南。其中林東Ng3段1994年上報含油面積6.1km2，探明石油地質(zhì)儲量648×104t。

1.2 地質(zhì)特征

林東地區(qū)地層自下而上為孔店組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組，缺失沙河街組地層，館陶組披覆在東營組之上。館3段分為4個小層，其中Ng331、 Ng332是主力含油層，Ng342為次主力層。全區(qū)砂體間有穩(wěn)定的夾層發(fā)育。

1.3 構(gòu)造特征

林東地區(qū)地層西高東低，相對平緩（地層傾角1-2°），僅東部3、4號斷層處相對陡，主要以不規(guī)則的凸起和斷鼻為主。

1.4 儲層特征

館三段儲層巖性主要是細砂巖、粉細砂巖和粉砂巖，粒度中值0.16mm。礦物成熟度比較低。巖石顆粒磨圓度差，分選中等，風化蝕變程度中等，以顆粒支撐為主，接觸關(guān)系為點接觸，膠結(jié)類型為孔隙-接觸式膠結(jié)。

1.5 流體特征

館三段油層原油為普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固點的特點。地面原油密度平均0.9710g/cm3。50℃脫氣原油粘度平均2464mPa.s。

1.6 溫壓系統(tǒng)

館三段油層溫度47～51℃，油層壓力9.26～10.14MPa，屬常溫常壓系統(tǒng)。

2主要工作及效果分析

2.1新區(qū)精細研究，新建接替產(chǎn)能

2010-2012年針對林東館三開展精細地質(zhì)研究與工藝攻關(guān)配套，編制產(chǎn)能建設方案，先后對Ng33動用建產(chǎn)，設計完鉆水平井33口，采用蒸汽吞吐開發(fā)，初期平均單井產(chǎn)能達到16.8t/d，累建產(chǎn)能5.7×104t。

2018年利用單井鉆、測、錄資料，按照“單井-剖面-平面”三個層級對林東Ng34層研究儲層平面發(fā)育情況，進行儲層綜合評價，在有效厚度大于3米的區(qū)域部署新井6口，采用水平井熱采開發(fā)，新增動用含油面積0.51km2，儲量30.1×104t。初期平均單井產(chǎn)能8t/d，新建產(chǎn)能0.85×104t。

2.2工藝技術(shù)攻關(guān)，稠油轉(zhuǎn)周提質(zhì)提效

2.2.1 邊部井采用溫敏凝膠和氮氣協(xié)同堵水調(diào)剖

林東塊自2013年以來使用氮氣泡沫調(diào)整吸汽剖面，大部分井已進行過兩輪調(diào)剖注汽。從轉(zhuǎn)周效果上看，無論是從周期日油水平，還是從油汽比上看，周期效果逐漸變差。近兩年對8口井實施了溫敏凝膠復合堵調(diào)。與上周期對比，本周期復合堵調(diào)井注汽量有所降低，峰值日產(chǎn)油上升了0.5t/d，總體效果好于上周期。

2.2.2內(nèi)部井采用多元熱流體增能降粘

林東館三內(nèi)部油井采用多元熱流體吞吐工藝1口，多元熱流體采油技術(shù)實質(zhì)上是一種利用氣體 （N2、CO2）與蒸汽的協(xié)同效應，通過加熱和氣體溶解降粘、氣體增壓、氣體擴大加熱范圍和減小熱損失、氣體輔助原油重力驅(qū)等綜合機理來達到增產(chǎn)效果。從實施效果上看，試驗井林7-平22井見油前排水天數(shù)由上周期的11天下降到本周期4天和排水量由上周期的247m3下降至本周期的56m3，峰值日油由上周期的5.6t/d上升至本周期的9.1t/d，見到了較好的試驗效果。

2.2.3采用均勻注汽管柱提高注汽質(zhì)量

針對籠統(tǒng)注汽條件下水平井段吸汽不均的情況，在水平井段的注汽管柱上增設多個注汽閥，通過注汽閥在注汽過程中對水平井段同時作用，達到提高水平段動用程度的目的。從實施效果上來看，試驗井林7-平26井峰值日油由4.4t/d上升至11.3t/d，周期油汽比由上周期0.4上升至本周期1.0。

3 下步工作方向

3.1 動靜態(tài)結(jié)合勤分析，深挖潛力控制遞減

針對林東館三油藏厚度薄、非均質(zhì)性強的特點，綜合測井、取芯等各項資料，深入開展區(qū)塊沉積微相研究，逐步展開稠油建模數(shù)模工作，利用數(shù)值模擬技術(shù)研究剩余油分布狀況，為區(qū)塊高效開發(fā)奠定基礎。同時工作中需要加強動態(tài)監(jiān)測力度，依托定點溫壓測試、吸汽剖面測試、溫壓剖面測試、示蹤劑測試、電磁探傷測試等結(jié)果，認清單井具體動用情況，認清單井井下管柱破損情況，認清油藏動態(tài)開發(fā)形勢，指導林東館三的開發(fā)調(diào)整。

3.2 攻關(guān)接替技術(shù)研究，探索稠油開發(fā)出路

針對林東館三虧空大，內(nèi)部能量不足，邊水逐漸推進、吞吐效果逐漸變差的情況，堅持開展技術(shù)攻關(guān)，解區(qū)塊開發(fā)的燃眉之急。下一步計劃開展堵調(diào)技術(shù)、間歇性伴注氮氣等技術(shù)攻關(guān)，探索新的高產(chǎn)模式，提高區(qū)塊開發(fā)效果。

3.3 動用油水過渡帶儲量，增加經(jīng)濟可采儲量

林東館三區(qū)塊剩余282.8×104t未動用儲量主要位于油水過渡帶，儲量動用難度大。2017年針對未動用儲量開展地質(zhì)研究，發(fā)現(xiàn)早期認識的Ng33小層東部油水過渡帶為1套砂體，層薄、底水易錐進，難以動用。實際可將Ng33小層可細分為2個獨立砂體，且Ng331、 Ng332砂體之間有夾層發(fā)育， Ng331小層為純油區(qū)，為落實Ng331東部產(chǎn)能部署評價井林7-平51，該井2016年7月冷采投產(chǎn)，峰值日油4.6t/d；2018年1月熱采試驗，注汽過程中壓力下降，開井后含水上升至95%。雖然Ng331東部的產(chǎn)能是落實的，但是受開發(fā)方式限制Ng331東部86×104t儲量難以動用。下步計劃對評價井林7-平51井開展冷采降粘試驗，試驗成功后可部署新井6口，新增動用含油面積0.66 km2，新增動用儲量35.4×104t。

參考文獻：

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