程衛(wèi)星 張躍龍 劉永波
1 油藏地質(zhì)特點
1.1構造特征
孤島油田為一大型的披覆背斜構造,其背斜構造的軸向與主干斷層的方向一致為北東走向,研究區(qū)內(nèi)館1+2 披覆背斜構造的頂部在中一區(qū)內(nèi)南部,構造頂部館1+2底部埋深大約1158米左右。在披覆背斜的頂部館1+2地層平緩,并由頂部向四周緩慢而逐漸地傾伏,到油田的周邊(即西區(qū)西部和東區(qū)的東部)館1+2地層變陡,傾角變大,地層傾伏加快。研究區(qū)內(nèi)館1+2發(fā)育有15條斷層,這15條斷層都對地層發(fā)育、砂體分布和油氣聚集起控制作用,其中孤北大斷層和孤南大斷層斷距大、延伸距離長,對孤島油田館1+2地層的發(fā)育起決定性作用;其它斷層斷距較小,延伸距離也較短。
1.2儲層特征
館1+2油層為河流相廢棄河道和漫灘沉積,砂體呈條帶狀、土豆狀零星分布,平面上和縱向上變化大(圖1)。油層埋藏較淺,深度在1150-1240米之間,巖性為一套淺棕色、黑褐色的粉砂巖和粉細砂巖,自上而下巖性由粗變細,呈正韻律特征,粒度較細,平均為0.117mm,連通孔隙度為35.1%,平均空氣滲透率為1.673×103um2,泥質(zhì)含量為11%,膠結類型為接觸―孔隙式和孔隙―接觸式,膠結疏松,為泥質(zhì)含量高的高孔隙度、高滲透油層
2 開發(fā)效果分析
2.1開發(fā)狀況
館1+2單元自1968年以后開始試油試采,獲得了一定的工業(yè)油氣流,但油井多為低產(chǎn)低效井,呈現(xiàn)出液面低、液量低、油量低、出砂嚴重等特征。1993年底在中30-8井區(qū)進行注水先導試驗,取得了較好的開發(fā)效果,隨后在油層厚度較大的八個連片井區(qū)實施注水開發(fā),明顯改善了館1+2儲量動用程度和開發(fā)效果。但由于館1+2單元儲層發(fā)育差、出砂嚴重,單元的采油速度和采收率仍然較低。
2.2影響開發(fā)效果的主要因素
①含油面積大,單個油砂體含油面積小,油層多而薄,儲量分散
館1+2含油面積37.2km2,占孤島油田含油面積的近一半,從平面上看全油田各區(qū)均有油層分布,單個油砂體含油面積小,單個油砂體平均有效厚度只有3.0m,開發(fā)難度較大。
②油層膠結疏松,泥質(zhì)含量高,油井生產(chǎn)時出砂嚴重
館1+2油藏膠結物主要為泥質(zhì),膠結類型為接觸孔隙式和孔隙接觸式,膠結疏松。從試油結果來看,經(jīng)常出現(xiàn)砂埋油層和油層坍塌現(xiàn)象。館1+2試油的20口井口口出砂,其中嚴重出砂井占70%,而館3-6試油嚴重出砂井僅占10%。
③地飽壓差小,天然能量弱,彈性開采壓力下降快,產(chǎn)能低
館1+2砂層組原油飽和壓力高,部分油砂體存在著氣頂,為高飽和油藏。據(jù)渤18井試油時測得飽和壓力為10.2MPa,地層壓力為11.7MPa,地飽壓差僅為1.5MPa。由于館1+2油砂體小,埋藏淺,且均為封閉狀,無邊水能量補充,天然能量弱,單井產(chǎn)能低。油井生產(chǎn)時地層壓力,動液面下降較快,造成油井產(chǎn)能遞減快。
3 改善開發(fā)效果的主要做法
3.1開展儲層精細評價,深化地質(zhì)認識
要提高油藏的開發(fā)效果,首先必須深入了解油藏地質(zhì)特征,只有對油藏特征的準確把握,才能為油藏的高效開發(fā)提供指導,因此我們深入展開了儲層精細評價工作。對比油水井1350口,對比精度達到100m,縱向上劃分為14個小層,繪制了每個小層的小層平面圖,明確了各個小層的儲層展布規(guī)律和油氣水分布規(guī)律以及各個砂體之間的連通、組合關系;并以油砂體為單元,對每個油砂體為單元,對每個油砂體進行儲量復算與分類,增強了對油藏的進一步認識。
3.2 建立潛力砂體篩選標準,明確潛力方向
通過對老井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計和認識,建立了館1+2單元零散砂體潛力篩選標準,研究認為單砂體效厚大于2米,地質(zhì)儲量大于5萬噸,單井才具有一定的產(chǎn)能。
3.3砂體分類治理,提高水驅(qū)開發(fā)效果
根據(jù)砂體連通狀況、儲量大小以及注采關系完善程度將Ng1+2單元砂體分成3類,分別采用不同的治理對策:
①含油面積大于0.2Km2,有效厚度大于2.5m的砂體采用200m井距不規(guī)則面積注采井網(wǎng)開發(fā)。由于館1+2砂體分布零散,且平面上和縱向上分布極不均一,油砂體內(nèi)沉積相、厚度和物性的差異明顯,為了提高油砂體控制程度、充分發(fā)揮油水井生產(chǎn)潛力,對多種注采井網(wǎng)進行篩選,通過計算不規(guī)則井網(wǎng)水驅(qū)控制程度較高,中26-24井區(qū)和中30-8井區(qū)的水驅(qū)控制程度分別達到了87.6%和92.3%,主力油層均達到94%以上。通過對多種注采井網(wǎng)進行篩選,建立了和油砂體相對應的200m小井距不規(guī)則面積注采井網(wǎng)。
②含油面積大于0.05Km2,有效厚度大于2.5m的砂體以注采井組為單元注部署開發(fā),建立一注一采或一注兩采井網(wǎng)開發(fā),通過注水補充地層能量來最大程度的提高砂體動用程度。
3.4采用水平井技術,挖潛零散砂體儲量
水平井由于水平段長、控制含油面積大、控制儲量大、單井產(chǎn)能高等優(yōu)勢,近年來在館1+2單元取得很好的效果,成為挖潛薄層砂體的主要方式。分別在館1+2單元條帶狀砂體、土豆狀砂體、大砂體遍布區(qū)先后投產(chǎn)了25口水平井,初期平均單井產(chǎn)油達到12t,目前平均單井6.8t,是周圍直井的3倍,累計產(chǎn)油12.2×104t。
通過以上治理對策,館1+2單元的開發(fā)效果得到明顯的改善,有效的控制了產(chǎn)量下滑趨勢,自2010年以來年產(chǎn)油持續(xù)穩(wěn)定在11×104t以上,2013年增加可采儲量51萬噸,采收率由14.5%增加到目前的16.3%,為孤島油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)做出較大貢獻。
4 結論
砂體分類治理,最大限度的完善注采井網(wǎng),使館1+2單元零散、薄層砂體儲量得到動用,地層能量得到恢復。