海南油田低部位油層挖潛研究實(shí)踐

摘要：海南油田主力油層動(dòng)用程度已達(dá)到80%，動(dòng)用程度較高，目前剩余層基本上為處于構(gòu)造低部位且測(cè)井解釋較差的低品位層，導(dǎo)致了近年來(lái)調(diào)補(bǔ)層挖潛措施效果逐年變差。通過對(duì)低部位油層的挖潛，有效改善了部分油井低產(chǎn)低液的矛盾狀況，完善了井組的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，提高了井組的水驅(qū)效率。

關(guān)鍵詞：低部位油層;剩余油分布;油水關(guān)系

1.概況

海南3斷塊屬于海油陸采，采用人工砂石平臺(tái)、叢式定向斜井開發(fā)，其地理位置處于遼東灣北部淺海灘涂區(qū)域，在構(gòu)造上處于遼河盆地南端、海月構(gòu)造帶北端。構(gòu)造較破碎，主要發(fā)育北東—南西走向2條主干斷層，同時(shí)內(nèi)部發(fā)育12條小次級(jí)斷層，將該區(qū)塊分割成11個(gè)四級(jí)構(gòu)造單元。開發(fā)層位為新生界下第三系的東營(yíng)組。含油、氣井段長(zhǎng)度300-330m，發(fā)育45個(gè)含油砂體，油層厚度1-5米之間，普遍小于2米。

2.存在的主要問題

一是海南3斷塊經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，水驅(qū)效果逐漸變差，由于儲(chǔ)層物性差異大，導(dǎo)致了平面、層間、層內(nèi)三大矛盾更加嚴(yán)重，水驅(qū)受效不均，在油井上表現(xiàn)為產(chǎn)液量、含水兩極分化十分普遍且嚴(yán)重。

二是主力油層的動(dòng)用程度已高達(dá)80%，目前剩余層基本上為處于構(gòu)造低部位且測(cè)井解釋較差的低電阻低品位層，導(dǎo)致了近年來(lái)調(diào)補(bǔ)層挖潛措施效果逐年變差，平均單井年措施累增油從500多噸降至目前的不到200噸。

3.油田水淹現(xiàn)狀研究與低部位油層潛力分析

通過擴(kuò)邊開發(fā)，海南3斷塊含水率基本穩(wěn)定，根據(jù)各年新井投產(chǎn)狀況看，開發(fā)層位均為主力油層，基本不含水，含水上升率較慢，大部分井低含水期較長(zhǎng)，后期主要為注水受效，導(dǎo)致含水率上升。海南油田具有統(tǒng)一的油水界面，但經(jīng)過24年開發(fā)，各砂巖組動(dòng)用程度及邊水能量不同影響，不同井區(qū)的油水界面出現(xiàn)了明顯的差異。如海南19-25井區(qū)、海南27-15井區(qū)油水界面分別上升至-2306.5m和-2303.4m。由于次級(jí)斷層作用，四級(jí)斷塊內(nèi)油水界面并不統(tǒng)一，而低部位儲(chǔ)層油水界面并未確定，經(jīng)過分析認(rèn)為，海南3斷塊含水上升率上升較快，主要為注水開發(fā)后注水受效所致，擴(kuò)邊井未探到邊緣，地層能量為原始地層壓力的96%，具有挖潛潛力;同時(shí)構(gòu)造邊部及四級(jí)斷塊內(nèi)構(gòu)造高部位的非主力油層，受四級(jí)斷層控制，微構(gòu)造略抬高，局部油水界面不統(tǒng)一，低部位儲(chǔ)層具有一定潛力。

4.低部位油層挖潛實(shí)施效果

主要選取低產(chǎn)井、長(zhǎng)停井作為實(shí)施對(duì)象，對(duì)構(gòu)造低部弱水淹區(qū)域儲(chǔ)層開展小層對(duì)比分析，復(fù)查“三老資料”，最終選取海南13-5、9-7井作為先期實(shí)施對(duì)象。

海南13-5井生產(chǎn)層位為東三段，從2507.6-2659m有良好的油氣顯示，潛力分析如下：

1）剩余油層潛力分析

從測(cè)井資料看，目前剩余油層、低產(chǎn)油層和油水同層共29m/13層，通過四性關(guān)系分析，同時(shí)結(jié)合測(cè)井、錄井資料進(jìn)行綜合論證如下：

（1）含油級(jí)別與主力油層接近。從錄井資料看，剩余油層含油砂巖巖性圴為淺色熒光粉砂巖、淺色油跡粉砂巖，含油級(jí)別與主力油層巖性、熒光顯示級(jí)別差異不大;

（2）油層厚度、含油飽和度相對(duì)較高。剩余潛力層最薄的0.5m，最厚的4.9米，一般厚度2.0-3.0m;含油飽和度平均21.5%，最高59.2%，具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ);

（3）電阻率、聲波時(shí)差相對(duì)較高。根據(jù)資料證實(shí)，海南1 塊油層電阻率≥6歐姆、聲波時(shí)差≥280.0 us/m的油層均出油且生產(chǎn)效果較好。而剩余油層電阻率一般6.0-14.0Ω.m，聲波時(shí)差平均283.6 us/m，最高317.3 us/m，未動(dòng)用差油層仍具有較大的潛力。

通過分析，認(rèn)為剩余油層中9、10、31-35號(hào)層具有較高的潛力。

2）臨井對(duì)比分析

一是測(cè)井及錄井資料參數(shù)對(duì)比。海南13-5井測(cè)井電阻率，聲波時(shí)差、滲透率、含油飽和度等參數(shù)與海南12-10井對(duì)應(yīng)層位相當(dāng)，但錄井熒光級(jí)別稍低;與海南11-7井測(cè)井及錄井資料參數(shù)接近。

二是生產(chǎn)情況分析。海南13-5井剩余潛力層31-35號(hào)，其相鄰井對(duì)應(yīng)層位射開后，初期日產(chǎn)油49t、日產(chǎn)氣5000m3。而下部的46號(hào)小層試采出水，水性分析結(jié)論為地層水，構(gòu)造高度為-2351.5m，為油水界面處。

三是構(gòu)造高度對(duì)比。海南13-5井3油組比海南11-7井低15m，比海南12-10井高9m。由于海南11-7井65號(hào)小層出油，構(gòu)造位置-2345.4m，而66號(hào)小層生產(chǎn)出水，構(gòu)造位置為-2351.5m。分析認(rèn)為海南13-5井31、32、33層與海南11-7井61、62、63小層對(duì)應(yīng)，13-5井33號(hào)層構(gòu)造高度為-2343.2m比11-7井65號(hào)層高2.2m所以應(yīng)是油層，具有一定的潛力，而13-5井35號(hào)小層構(gòu)造高度-2356.1接近油水界面，因此35-38號(hào)層生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)較大。

綜合上述分析，對(duì)海南13-5井剩余潛力油層進(jìn)行優(yōu)化篩選后實(shí)施補(bǔ)層作業(yè)，層位d3Ⅲ33-2d3Ⅲ41-1，措施后日產(chǎn)油10.5t，對(duì)比日增油7.5 t，累計(jì)增油3600余噸。

海南9-7井與2009年9月投產(chǎn)，生產(chǎn)層位東三段，初期日產(chǎn)油20.5噸，生產(chǎn)兩年后日產(chǎn)液逐漸下降，目前低產(chǎn)低液間開生產(chǎn)。通過對(duì)該井與臨井物性、構(gòu)造高度對(duì)比后認(rèn)為，該井物性條件較好，且為局部構(gòu)造高部位，低部位儲(chǔ)層極為發(fā)育。經(jīng)過分析對(duì)海南9-7井補(bǔ)層合采，層位d3Ⅲ33-41，初期日產(chǎn)油11.0噸，日增油9噸，累計(jì)增油2890噸。

5.結(jié)論與認(rèn)識(shí)

海南油田主力油層目前已基本上開發(fā)殆盡，剩余油層均為厚度薄、物性差、油水關(guān)系比較復(fù)雜的非主力油層，因此，通過對(duì)低部位低品位儲(chǔ)層挖潛的成功，為該油田下步剩余油層挖潛工作打開了新的局面，取得認(rèn)識(shí)如下：

一是精細(xì)油藏地質(zhì)分析為剩余油層挖潛、油層動(dòng)態(tài)分析提供了理論依據(jù)。

二是擴(kuò)邊井未探到邊緣，地層能量為原始地層壓力的95%，具有一定的潛力，主力區(qū)塊油井水淹為水驅(qū)見效，而非邊水上升所致。

三是受四級(jí)斷層控制，局部油水界面不統(tǒng)一，邊部微構(gòu)造高點(diǎn)低部位的剩余油層具有較大潛力。

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作者簡(jiǎn)介：

景越，男，1980年6月出生于遼寧省盤錦市，滿族，工程師，2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程學(xué)院，目前任職遼河油田金海采油廠月海項(xiàng)目部地質(zhì)技術(shù)骨干。