X地區(qū)A區(qū)塊油水分布影響因素分析

雷亞妮 （中石油大慶油田有限責任公司第八采油廠，黑龍江 大慶163514）

X地區(qū)葡萄花油層2006年提交石油探明儲量，2008年投入開發(fā)，最先投入開發(fā)的A區(qū)塊，截止到2009年9月已投產(chǎn)油井98口 （其中水平井2口），注水井32口。統(tǒng)計已投產(chǎn)的96口直井，平均單井射開砂巖厚度10.2m，有效厚度3.4m，其中油水同層厚度0.6m，初期平均單井日產(chǎn)液4.9t，日產(chǎn)油1.6t，綜合含水63.3%，平均單井采液強度1.44t／ （d·m），平均單井采油強度0.58t／ （d·m），低于方案預測指標 （采油強度1.0t／ （d·m）。

根據(jù)目前的生產(chǎn)情況統(tǒng)計，出水井有26口，開發(fā)效果較差，為此筆者以X地區(qū)A區(qū)塊的油氣成藏規(guī)律為基礎，結合投產(chǎn)后高中低含水井平面分布，研究X地區(qū)油水分布影響因素。

1 區(qū)塊地質特征

X地區(qū)A區(qū)塊為大慶長垣與三肇凹陷2個二級構造帶銜接部位，主要發(fā)育近南北向的大斷層，同時又被西東向的斷層分隔成幾個獨立的小斷塊。近2年，隨著油田滾動開發(fā)的不斷深入，油田新開發(fā)區(qū)塊油藏品質總體上逐漸變差，整體表現(xiàn)為向構造低部位和油水過渡帶轉移，儲層變差，油水關系越來越復雜。A區(qū)塊處于永樂次凹陷－宋芳屯屯鼻狀構造間，且構造位置較低，這是造成油水分布復雜的根本原因。該區(qū)有效孔隙度和含油飽和度均低于永樂油田主體區(qū)塊，物性、含油性變差，使電阻率曲線和自然電位負異常值均較低，依靠目前測井資料難以識別疑難層［1－2］。

2 油水分布影響因素分析

2.1 斷層是主導油水分布的主要因素

A區(qū)塊處于永樂次凹陷－宋芳屯屯鼻狀構造間，主要以三角洲前緣席狀砂和零星分布的砂壩相為主，砂巖連通性較好，受到斷裂的切割，易于形成斷層－巖性油氣藏。因此，斷層－巖性油藏為該區(qū)葡萄花油層的主要油藏類型，斷層是主導油水分布的主要因素。

（1）向斜低部位，斷層不發(fā)育區(qū)為水層發(fā)育區(qū)。A區(qū)塊位于永樂向斜，部分井區(qū)靠近向斜最低部位肇291井附近，這些井區(qū)斷層不發(fā)育。14口油井投產(chǎn)，10口出水，該區(qū)域為一個水區(qū)。

（2）與油氣主要運移方向垂直或高角度斜交的大斷層有利于油氣的聚集，尤其是與向斜成反向正斷層。A區(qū)塊已投產(chǎn)的98口油井中，目前出水井26口，從出水井的分布來看，其中23口分布在太東井區(qū)。低含水井主要集中在永樂井區(qū)，主要原因是永樂井區(qū)與太東井區(qū)的分界處有一條東西向大斷層，該斷層與永樂凹陷油氣運移方向垂直，阻擋了油氣自南向北的運移，使永樂井區(qū)形成一個油氣富集區(qū)。

（3）由斷層切割形成的封閉區(qū)域比開口區(qū)域油氣富集。A區(qū)塊南部La和Lb井區(qū)，2個井區(qū)都是南北向2條大斷層被東西向的斷層切割形成的斷塊，但是Lb井區(qū)4條斷層形成了封閉的區(qū)域，而La井區(qū)沒有封閉，油氣沿不封閉處運移出去。2個井區(qū)投產(chǎn)后，Lb井區(qū)油井含水低于La井區(qū)，開發(fā)效果較好 （見表1）。

表1 La和Lb井區(qū)投產(chǎn)初期生產(chǎn)情況對比表

（4）受斷層切割影響，斷層下降盤水層發(fā)育。單個斷塊內，從投產(chǎn)井含水與斷層的關系來看，油井與斷層下降盤的距離越近，初期含水越高。A區(qū)塊位于斷層下降盤油井有25口，其中含水高于80%有15口，15口含水高于80%的井中有12口井出水。

2.2 斷層－巖性油藏或巖性油藏影響局部油水分布

T3井所在的區(qū)域內，有5口井，投產(chǎn)都出水，該區(qū)域為巖性油藏形成的水區(qū)。從圖1可以看出，導致該區(qū)域5口井出水的原因可能是：試油井T1的試油顯示有水層和同層夾層，該區(qū)域的其他井雖然解釋為油層，但電性顯示不好，懷疑PⅠ3為水層，該層射開導致了該區(qū)域5口油井出水。目前對該區(qū)域的T3井實施PⅠ3－411層堵水，來驗證出水層位。

圖1 T1－T5井剖面圖

D3和D6投產(chǎn)一直出水，但是與其同一排的4口井投產(chǎn)到目前含水都比較正常，這樣就必須找出出水井與正常生產(chǎn)井之間的不同之處。首先，從構造位置上來看，出水井D3和D6，構造位置較正常生產(chǎn)井D4和D5井高，說明出水不是由于構造位置低引起的。其次，從發(fā)育層位和射開層位上找不同之處。從圖2上看出，出水井的主力層為PⅠ21和PⅠ22，而D5和D4井主力層位為PⅠ6，斷層和構造位置的變低形成的斷層－巖性油藏，構造低部位的四口井PⅠ21和PⅠ22層發(fā)育為水層，主力層位為水層導致D3和D6出水。

A區(qū)塊水的流動性較強，只要單井存在出水層位，由于層間矛盾的影響，水層便會抑制油層的產(chǎn)出。肇39井是區(qū)塊內試油井，分2段試油，PⅠ3層試油為純水層，日產(chǎn)水13.6t，PⅠ6－7層試油為純油層，日產(chǎn)油18.909t，但是該井投產(chǎn)一直出水，同時原出水井Tc，在堵住非主力產(chǎn)層PⅠ41－42后，含水從100%降到33%，取得較好的效果。

圖2 D1－D6井剖面圖

2.3 單一斷塊內構造是控制油水分布的主要因素

根據(jù)已投產(chǎn)井的含水與其構造位置高低的關系來看，A區(qū)塊構造低位置的井投產(chǎn)含水總體上都高于構造位置高的井，特別是在構造位置低于－1385m的區(qū)域出現(xiàn)全井出水井的井較多。全區(qū)塊構造位置低于－1385m的井有24口油井，其中投產(chǎn)出水的17口，占這個區(qū)域油井的70.8%，占整個26口出水井井數(shù)的65.4%。因此可知，單一斷塊內構造位置的高低是油水分布主要影響因素。

3 結論及建議

（1）斷層 （斷層的有無，方向及封閉性）是主導A區(qū)塊油水分布的主要因素，特別是構造低部位斷層下降盤水層較發(fā)育。斷層下降盤附近應減少布井井數(shù)或者增大布井井位與斷層下降盤的距離。

（2）由于巖性或者斷層－巖性油藏的影響，使局部區(qū)域出現(xiàn)水夾層或同層夾層，影響整體上油水的分布。水層出水形成的層間矛盾，抑制油層的產(chǎn)出，在治理出水井時，關鍵是找出出水層位，進行堵水。

（3）靠近老區(qū)塊的新井應考慮水淹影響，控制射孔層位。

（4）X地區(qū)其他區(qū)塊井別和射孔方案編制時，要認真分析區(qū)塊的地質背景，搞清油水分布的影響因素，準確識別油水層。在油水認識不清的情況下，前期采取一定措施，搞清油水分布，控制油井投產(chǎn)初期含水。

［1］王永春 .松遼盆地南部巖性油藏的形成和分布 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001.

［2］殷紅 .吉林腰英臺油田油水分布特征及成因探討 ［J］.江蘇地質，2005，29（1）：28－31.