稀油復(fù)雜斷塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)和挖潛對(duì)策探究

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1、稀油復(fù)雜斷塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)和挖潛對(duì)策探究　　摘要：錦2-6-9塊大凌河油層位于遼河坳陷西部凹陷西斜坡歡西油田下臺(tái)階，為一稀油復(fù)雜斷塊油藏。1979年投入開發(fā)，至1991年便進(jìn)入低速開發(fā)階段，采油速度在0.1%以下，斷塊采出程度為17.5%，斷塊面臨地層壓力低、斷塊產(chǎn)能低，開發(fā)效果差及下步挖潛方向不清等問題。通過開展油藏精細(xì)描述，進(jìn)行構(gòu)造、沉積相等地質(zhì)特征研究和油藏開發(fā)研究，找到了斷塊潛力區(qū)并提出了下步挖潛對(duì)策，為油藏挖潛提供了理論依據(jù)。關(guān)鍵詞：大凌河油層地質(zhì)特征開發(fā)特征剩余油分布挖潛對(duì)策一、地質(zhì)概況錦2-6-9塊大凌河油層位于遼河坳陷西部凹陷西斜坡歡西油田下臺(tái)階，北與錦16塊、南與錦29

2、塊相鄰，斷塊含油面積2.34Km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量310×104t，氣頂氣儲(chǔ)量4.48×108m3，溶解氣儲(chǔ)量8.6×108m3，地層原油粘度為0.5mPa.s，地面原油粘度2.28mPa.s，原始地層壓力28.4MPa，飽和壓力24.1MPa，地飽壓差為4.3MPa，壓力系數(shù)1.08，原始?xì)庥捅?76m3/t。二、地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)[1]61.層組劃分以沉積旋回為基礎(chǔ)，以標(biāo)志層控制，根據(jù)巖性組合及電性特征進(jìn)行逐級(jí)劃分對(duì)比，將主要的含油油層組大Ⅱ細(xì)分為12個(gè)小層，大Ⅲ細(xì)分為17個(gè)小層。2.構(gòu)造特征錦2-6-9塊大凌河油層構(gòu)造特征為一由周圍四條斷層夾持的近封閉棱形的斷鼻構(gòu)造，內(nèi)部由3條次級(jí)斷層將

3、斷塊分為四個(gè)次級(jí)斷塊，斷塊整體形態(tài)西北高東南低，構(gòu)造高點(diǎn)位于西北部，地層傾向東南，傾角14o～18o，斷塊構(gòu)造面積5.5Km2。3.沉積相特征錦2-6-9塊大凌河油層是在半深一深水的湖體環(huán)境下的濁流沉積體，主要發(fā)育有辮狀分支河道、河道壩、河道邊灘、扇緣薄層砂等微相。4.儲(chǔ)層展布特征錦2-6-9塊大凌河油層砂體發(fā)育受沉積環(huán)境的影響，表現(xiàn)出了明顯的濁流沉積的特點(diǎn)，即沿主河道砂體發(fā)育很厚，并向河道兩側(cè)迅速減薄。5.油水分布控制因素及油氣層發(fā)育特征[2]錦2-6-9塊大凌河油層各油層組油氣層發(fā)育受構(gòu)造及巖性雙重控制，表現(xiàn)為在砂體發(fā)育的構(gòu)造高部位油氣層發(fā)育相對(duì)較厚，并向砂體不發(fā)育區(qū)和構(gòu)造低部位逐漸

4、變薄。6三、開發(fā)特征及效果評(píng)價(jià)1.不同部位油層產(chǎn)能及生產(chǎn)效果差別較大由于錦2-6-9塊大凌河油層為深水濁流沉積，儲(chǔ)層沉積速度快，儲(chǔ)層在橫向上厚度、物性均變化較快，使得斷塊主體部位的油井油層厚度大，儲(chǔ)層物性好，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為產(chǎn)能較高，生產(chǎn)效果良好，投產(chǎn)后均自噴生產(chǎn)，平均自噴期長(zhǎng)達(dá)37.2個(gè)月，平均產(chǎn)油強(qiáng)度達(dá)2.1t/m，產(chǎn)液強(qiáng)度2.2m3/m。而靠近邊部的油井油層厚度小，儲(chǔ)層物性差，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為產(chǎn)能較低，生產(chǎn)效果較差，投產(chǎn)后均下泵投產(chǎn)，其平均產(chǎn)油強(qiáng)度僅0.3t/m，產(chǎn)液強(qiáng)度僅0.5m3/m。2.壓力下降快，油層脫氣嚴(yán)重，油井產(chǎn)量遞減快斷塊原始地層壓力28.1MPa，飽和壓力24.1MPa

5、，原始油氣比為276m3/t，由于水井不吸水或縱向上吸水嚴(yán)重不均，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度低，地層壓力下降快，地層脫氣越來越嚴(yán)重，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為斷塊產(chǎn)能下降快，生產(chǎn)油氣比升高。3.水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度低盡管斷塊實(shí)施了早期注水，曾經(jīng)有九口井進(jìn)行了轉(zhuǎn)注，但一方面由于大部分水井轉(zhuǎn)注后吸水很差累積注入353.2×104m3水大部分在個(gè)別井點(diǎn)，如錦2-丙6-13井累積注水量達(dá)113.5×104m3，占全塊總注水量的32.6%，另一方面由于早期水井因工藝6不過關(guān)未實(shí)施分注，水井縱向上吸水嚴(yán)重不均，通過對(duì)歷年來注水井吸水剖面進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其總吸水厚度僅占射開厚度的31.6%，主力吸水厚度占射開厚度的19.1%，從而造

6、成其水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度很低。4.一次采收率高由于早期水驅(qū)控制程度很低，水驅(qū)效果對(duì)油藏開發(fā)貢獻(xiàn)較小，因此認(rèn)為，錦2-6-9塊大凌河油層驅(qū)動(dòng)類型主要應(yīng)是溶解氣驅(qū)，采用了溶解氣驅(qū)法對(duì)油藏采收率進(jìn)行預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)結(jié)果為溶解氣驅(qū)采收率20.7%，目前該塊采出程度已達(dá)18.7%，因此，其一次采收率較高。5.早期注水初期見到初步效果從錦2-6-9塊大凌河油層注水初期情況看，還是見到了一定效果，但增油時(shí)間較短，分析認(rèn)為主要是由于水井配水時(shí)按全射開井段配水，但是由于各小層間儲(chǔ)層物性差異，吸水厚度往往僅占注水厚度的20～30%，這樣造成水井單層注水強(qiáng)度過大，單層突進(jìn)現(xiàn)象加劇，這樣就不符合該類油藏后期需要溫和注水的

7、原則，造成油井受效一段時(shí)間后便受效層水淹，未受效層不出液的現(xiàn)象。四、下步挖潛方向1.轉(zhuǎn)注水開發(fā)具有一定潛力6由于錦2-6-9塊大凌河油層井注采井網(wǎng)不完善，早期采用籠統(tǒng)方式注水縱向上吸水嚴(yán)重不均，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度較低，未見到明顯的注水效果。但從錦2-8-011井組早期生產(chǎn)效果看，油藏轉(zhuǎn)注水開發(fā)可以提高油藏采收率。下步在完善注采井網(wǎng)的條件下，可通過轉(zhuǎn)注、分注及增注等措施實(shí)現(xiàn)油藏二次采油，提高油藏開發(fā)效果。2.錦31塊大Ⅲ油層組還具一定潛