石西10 井區(qū)清水河組油藏難采儲量動用研究

付 磊

（新疆油田公司石西油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

隨著科學(xué)技術(shù)的飛速發(fā)展，石油開采技術(shù)日新月異，使在以往開發(fā)技術(shù)條件下不能有效益動用的儲量、得到了有效動用。油氣田開采企業(yè)不僅油氣產(chǎn)量上有了大幅度提高，而且也取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。以石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏難采儲量動用為例，闡述了構(gòu)造幅度低、油層厚度薄、油藏埋藏較深、具有強底水的構(gòu)造油藏，受早期整體地質(zhì)認(rèn)識不太清楚以及開采技術(shù)條件的限制，油藏未能得到有效開發(fā)動用，通過構(gòu)造特征研究、沉積儲層研究、油藏工程等研究，落實了構(gòu)造特征、砂體展布特征，油層平面、剖面的分布特征，并且確定采用水平井的開發(fā)方式部署4 口水平井，實現(xiàn)了石西10 井區(qū)清水河組難采儲量的有效動用。

1 油藏概況

石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部古爾班通古特沙漠，行政隸屬新疆和布克賽爾縣管轄。構(gòu)造上位于陸梁隆起的石西凸起，石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏為受斷裂控制的斷鼻構(gòu)造。該區(qū)清水河組K1q12油藏儲層為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道，物源來自北方，砂體區(qū)域分布穩(wěn)定，厚度較大。該區(qū)清水河組K1q12儲集層巖性主要為灰色、灰褐色礫狀長石巖屑砂巖、砂質(zhì)礫巖，其次為中細(xì)粒長石巖屑砂巖及不等粒長石巖屑砂巖。石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏油層孔隙度10.30%～16.80%，平均14.10%；滲透率5.61～938.00 mD，平均92.26 mD，為低孔中滲儲層。油藏地面原油密度0.874 g/cm3，50 ℃黏度25.8 mPa·s，凝固點15.33 ℃。地層水型為NaHCO3型，氯離子含量為3950.22 mg/L，礦化度為8073.39 mg/L。油藏在水平井開發(fā)動用前有4 口開發(fā)直井，初期平均單井日產(chǎn)液15.7 t，日產(chǎn)油6.6 t，含水57.6%，初期含水上升較快，穩(wěn)產(chǎn)時間短，單井累計產(chǎn)量低，很難效益開發(fā)。

2 動用難采儲量的主要方法

2.1 構(gòu)造特征研究

通過對新采集的小面元三維開展精細(xì)構(gòu)造解釋，該區(qū)清水河組K1q12油藏為受斷裂控制的低幅度斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造高點位于SH1006 井附近，圈閉幅度30 m，工區(qū)內(nèi)主要發(fā)育石西2 井南斷裂、SH1006 井南斷裂、石015 井南斷裂、石西10 井北斷裂4 條正斷裂，均為本區(qū)的控藏斷裂。

2.2 沉積儲層特征研究

石西10 井區(qū)清水河組以中部高伽馬、高密度泥巖頂界為標(biāo)志，自下而上分為兩段：清一段（K1q1）和清二段（K1q2），油層發(fā)育在清一段。清一段地層厚度90～135 m，根據(jù)巖性、電性及沉積序列特征，可分為上下兩個砂層組，即K1q11、K1q12。其中K1q11主要為一套褐色泥巖層，厚度在50～60 m，電性特征表現(xiàn)為“高伽馬、高密度”，區(qū)域分布穩(wěn)定，為區(qū)域性地層對比標(biāo)志層，也是本區(qū)區(qū)域性蓋層。K1q12是本區(qū)產(chǎn)油層，主要為一套灰色砂礫巖層，為白堊系底礫巖，與下伏侏羅系西山窯組呈角度不整合接觸，砂層厚度50～77 m，區(qū)域分布穩(wěn)定，與K1q11組成儲蓋組合。石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏儲層為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道，物源來自北方，砂體區(qū)域分布穩(wěn)定，厚度較大，平均70.0 m，由東南向西北逐漸增厚。石西10 井區(qū)清水河組K1q12儲集層巖性主要為灰色、灰褐色礫狀長石巖屑砂巖、砂質(zhì)礫巖，其次為中細(xì)粒長石巖屑砂巖及不等粒長石巖屑砂巖。膠結(jié)類型主要為壓嵌-孔隙型，其次為孔隙-壓嵌型和孔隙型，部分為壓嵌型。顆粒接觸方式主要為點-線接觸，其次為線接觸和線-點接觸，部分為點接觸。根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡分析，石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏儲集空間以原生粒間孔為主，含量10%～95%，平均為69.4%；其次為剩余粒間孔，含量5%～80%，平均為15.4%；見少量的粒內(nèi)溶孔和微裂縫。從石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏儲層壓汞曲線分析，毛管壓力曲線形態(tài)為中等偏細(xì)歪度，儲集層孔隙較發(fā)育，連通性較好。根據(jù)X 衍射和掃描電鏡分析石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏儲層粘土礦物主要為綠泥石（平均45.55%），其次為高嶺石（平均32.67%），少量伊/蒙混層礦物（平均14.67%），及少量石英（平均7.11%）。根據(jù)巖心化驗分析資料，石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏油層孔隙度10.20%～16.90%，平均14.10%；滲透率5.61～918.00 mD，平均92.26 mD，為低孔中滲儲層。

2.3 油層分布特征研究

通過巖性電性關(guān)系、巖性含油性關(guān)系、電性與物性關(guān)系以及電性與含油性關(guān)系研究，確定石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏油層下限為：孔隙度（Φ）≥14.5%；電阻率（Rt）≥8.5 Ω.m；含油飽和度（So）≥55%。通過確定的油層解釋標(biāo)準(zhǔn)，對石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏油層進(jìn)行解釋刻畫，發(fā)現(xiàn)石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏油層厚度由東南向西北逐漸增厚，油層平均有效厚度3.4 m。

2.4 試采特征研究

（1）初期產(chǎn)能主要受油層厚度影響。通過統(tǒng)計初期產(chǎn)能與有效厚度關(guān)系，發(fā)現(xiàn)初期產(chǎn)能主要受油層厚度影響，油層厚度越厚，初期產(chǎn)能越高。

（2）初期含水主要受含油飽和度影響。通過統(tǒng)計初期含水與油藏含油飽和度關(guān)系，發(fā)現(xiàn)初期含水主要受油藏含油飽和度影響，含油飽和度越高，初期含水越低。

（3）單井生產(chǎn)效果受生產(chǎn)制度影響。通過統(tǒng)計分析4 口開發(fā)井生產(chǎn)制度，發(fā)現(xiàn)措施前開發(fā)效果較差的主要原因是沖程、沖次較大，導(dǎo)致投產(chǎn)初期生產(chǎn)壓差較大，從而使開發(fā)井投產(chǎn)后含水快速上升。因此，本次部署后期生產(chǎn)過程中需控制好生產(chǎn)壓差，避免底水上竄。

2.5 難采儲量水平井技術(shù)開發(fā)的可行性研究

石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏地層系數(shù)Kh=305 mD.m，地質(zhì)特點滿足水平井開發(fā)條件；石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏主力油層單一，縱向上分布相對集中，水平井開發(fā)能提高油層的控制程度，油層中僅發(fā)育少量礫巖，隔夾層不發(fā)育，同時該區(qū)地質(zhì)儲量豐度相對較低，水平井能提高單井產(chǎn)能；相鄰井區(qū)水平井開發(fā)已獲成功：石南31 井區(qū)清水河組油藏水平井初期平均日產(chǎn)油為周邊直井的2.9 倍，水平井開發(fā)已取得較好效果。

2.6 水平井參數(shù)研究

水平井井距：①試井法。通過石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏單井復(fù)壓資料解釋，探測半徑為67.0～266.0 m，平均探測半徑為193.0 m，折算井距為136～535 m，平均井距為385 m；②曲線交匯法。通過曲線交匯法確定的合計井距為406 m，經(jīng)濟(jì)極限井距298 m。綜合試井法、曲線法，確定石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏水平井距為380 m。

水平井長度：水平井經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油隨著水平段長度的增加而增大，部署水平井井距為380 m 時，水平段長度大于100 m時，其單井控制儲量（2.30×104t）才大于經(jīng)濟(jì)極限控制儲量（2.25×104t）。同時考慮石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏形態(tài)，可部署水平井水平段長度為500～800 m。

水平井產(chǎn)能：①類比法：統(tǒng)計部署區(qū)鄰井投產(chǎn)第二年平均單井日產(chǎn)油5.6 t，參考石31 井區(qū)清水河組K1q12油藏水平井與直井產(chǎn)能關(guān)系，水平井產(chǎn)能為直井的2.9 倍，計算部署區(qū)水平井產(chǎn)能為16.2 t/d；②經(jīng)驗公式法：用Joshi 公式及Renardd-Dupuy公式計算水平井單井產(chǎn)能，500～800 m 水平段長度下，為12.1～18.6 t/d。綜合上述兩種方法，石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏采用水平井開發(fā)，在380 m 井距下，500～800 m 水平段長度下，水平井單井產(chǎn)能為12.1～18.6 t/d。

3 實施效果

在石西10 井區(qū)采用380 m 井距，部署水平段長度為550～770 m 水平井4 口，單井設(shè)計產(chǎn)能13.0～10.0 t/d，新建產(chǎn)能1.9×104t，根據(jù)油藏工程方法和數(shù)值模擬方法預(yù)測，10 年后累積產(chǎn)油5.37×104t，含水89.7%，階段采出程度21.03%，平均單井累積產(chǎn)油1.34×104t。經(jīng)濟(jì)效益評價按每桶55 美元計算，凈利潤1200 萬元。

4 結(jié)論

綜上所述，通過成功開發(fā)動用石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏難采儲量，得到3 點認(rèn)識：①通過精細(xì)構(gòu)造解釋研究、儲層與油層分布特征研究、試采特征研究、油藏工程研究、三維數(shù)值模擬等精細(xì)地質(zhì)研究，落實了油層平面、縱向上分布特征、發(fā)育規(guī)律；②利用薄層水平井開發(fā)技術(shù)，增大泄油面積，降低含水上升率，提高單井產(chǎn)能以及單井累計產(chǎn)量，從而實現(xiàn)油藏難采儲量的有效益動用；③石西10 井區(qū)清水河組K1q12油藏難采儲量的有效動用，對同類型的油藏開發(fā)具有指導(dǎo)意義。