大208扶楊油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

李天民

摘 要：大208油藏經(jīng)過近15年的開發(fā)，采收率只有17.6%，采出程度只有9%，開發(fā)水平較低，對制約開發(fā)的主要問題分析不清，對策不明。通過對已動(dòng)用層電性、物性、構(gòu)造與產(chǎn)出關(guān)系的分析，及對三維地震資料的進(jìn)一步精細(xì)解釋，初步明確了制約開發(fā)的主要因素，也開展了相關(guān)試驗(yàn)，取得一定效果。依據(jù)取得的認(rèn)識，開展井別互換，提高水驅(qū)控制程度；大排量壓裂，提高單井產(chǎn)量；做好外擴(kuò)新井論證，做好產(chǎn)能建設(shè)工作。

關(guān)鍵詞：大208油藏 深化認(rèn)識 采收率

中圖分類號：TE357 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1672-3791（2019）02（b）-0104-02

大208扶楊油藏于1994開始采用300m井距、扭轉(zhuǎn)45°正方形反九點(diǎn)面積井網(wǎng)注水開發(fā)，主要開發(fā)F10、F12、F14、F18、F21、F24、F25等層段。油藏投入開發(fā)以來，歷經(jīng)兩次大的井網(wǎng)加密調(diào)整、外擴(kuò)，盡管井距進(jìn)一步縮小，但油藏開發(fā)效果一直較差；與儲層豐度、物性相當(dāng)?shù)腍75扶余油藏相比，其開發(fā)效果也遠(yuǎn)差于H75扶余油藏。為此，重新系統(tǒng)開展小層精細(xì)對比研究、并應(yīng)用三維地震資料進(jìn)一步修正小層對比結(jié)果。研究結(jié)果表明井間砂體連通差、水驅(qū)控制程度低是制約開發(fā)效果的根本原因。據(jù)此有針對性地開展了以提高水驅(qū)控制程度為目標(biāo)的井網(wǎng)調(diào)整工作、以提高單產(chǎn)量為目標(biāo)的措施試驗(yàn)工作、提高動(dòng)用地質(zhì)儲量為目的的產(chǎn)能建設(shè)工作，確保實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量綜合不遞減。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

大208扶楊油藏位于吉林省大安市境內(nèi)，屬于三角洲平原沉積的斷塊油藏，頂界面總體構(gòu)造形態(tài)為被斷層復(fù)雜化的大型北傾鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造軸向呈北北東向，南高北低，兩翼不對稱，東陡西緩。東翼地層傾角4°～6°，西翼2°～4°。構(gòu)造海拔高度從-1900～1400m，現(xiàn)今構(gòu)造高點(diǎn)在大203井附近。大安構(gòu)造被一系列北西向的斷層所切割，依附于這些斷層，形成一系列斷鼻、斷塊構(gòu)造圈閉。

2 開發(fā)中存在的主要問題

大208油藏歷經(jīng)近15年的開發(fā)，采收率較低且處于低水平開發(fā)，生產(chǎn)過程中面臨諸多問題，困擾著油藏的發(fā)展，主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

2.1 采收率較低，制約因素不明確，對策不清晰

大208油藏投注開發(fā)后，注水見效不明顯，采收率較低，經(jīng)過兩次井網(wǎng)調(diào)整，仍沒有明顯改善。2007年加密為106m線性井網(wǎng)，新井初產(chǎn)高，但水淹速度快；2011年加密為212m線性井網(wǎng)，老井遞減快，注采見效特征不明顯。

2.2 特低滲透儲層，產(chǎn)液水平低，見效特征不明顯，識別難度大

油井單井產(chǎn)液量下降，高束縛水飽和度（45%）、高殘余油飽和度（35%），且油相滲透率下降快，水相滲透率又升不起來，產(chǎn)液水平低，注水見效特征不明顯。

3 主要研究內(nèi)容

3.1 地層精細(xì)劃分對比

充分利用前人研究成果，結(jié)合開發(fā)動(dòng)態(tài)和鉆井資料，進(jìn)行了油藏內(nèi)油層組、砂巖組、小層和單層的劃分對比，重點(diǎn)是小層和單層的精細(xì)劃分對比。

油層屬于下白堊系泉頭組四段和三段地層，為一砂泥巖沉積。結(jié)合早期研究成果，開展小層精細(xì)對比工作，將扶楊油層劃分為25個(gè)小層，44個(gè)單砂層。其中扶余油層4個(gè)砂組、12個(gè)小層、20個(gè)單砂層，楊大城子油層3個(gè)砂組、13個(gè)小層、24個(gè)單砂層。

有以下特點(diǎn)：鉆遇砂巖層數(shù)多，但厚度較薄，而且油層、差層鉆遇率相對較低；從油藏剖面圖上可見，從中部向兩側(cè)厚度減薄、層數(shù)變少；砂體呈現(xiàn)出條帶狀，側(cè)向尖滅快。

3.2 三維地震資料精細(xì)解釋

由于構(gòu)造和斷層分布的復(fù)雜性，以及地層砂體分布的不連續(xù)性，造成儲層砂體可能存在測井曲線顯示連續(xù)，但實(shí)際并不連續(xù)。通過精細(xì)小層對比和地震剖面對比，研究儲層實(shí)際連通情況。將合成地震記錄、分層疊加到地震剖面上進(jìn)行連井層位標(biāo)定，為井間連通分析奠定基礎(chǔ)。

對大208區(qū)塊內(nèi)164口井進(jìn)行合成記錄，確定時(shí)深關(guān)系，把測井井?dāng)?shù)據(jù)投影到三維地震連井剖面上，全區(qū)44個(gè)井組進(jìn)行連通驗(yàn)證，根據(jù)測井曲線有1947層連通好，但結(jié)合三維地震數(shù)據(jù)看，存在265個(gè)小層，13.6%實(shí)際并不連通。

3.3 儲層連通情況及水驅(qū)控制程度核定及分析

砂體以單向、雙向連通為主，占75%以上。以井組為單元統(tǒng)計(jì)（單砂體），水驅(qū)控制程度低，只有55.8%，原72.4%（未細(xì)分單砂體）；油井為單元的水驅(qū)控制程度也較低，只有58.4%。

3.4 油井見效類型及特征分析

依據(jù)產(chǎn)液、含水變化規(guī)律，綜合判斷注采見效及見效類型。注水見效比例及方向：井距越小，見效比例越高；注水見效與動(dòng)用厚度關(guān)系不明顯；見效方向規(guī)律不明顯，分析注水與井網(wǎng)、物性、構(gòu)造等綜合因素有關(guān)。向西-北方向注水見效時(shí)間短，分析是由于物源來自西-北方向，越接近物源，物性越好。

注水見效類型：以孔隙、孔隙-裂縫型見效為主；裂縫、孔隙裂縫型主要存在與小井網(wǎng)及斷層附近；孔隙型主要分布于內(nèi)部。

4 取得成果及認(rèn)識

（1）水驅(qū)控制程度低：大208扶楊油層屬于三角洲平原沉積環(huán)境為主，水下分流河道沉積占主體，河道擺動(dòng)頻繁，砂體展布、連通復(fù)雜，儲層連通差。水驅(qū)控制程度只有55%左右，控制程度低。

（2）地層壓力較高，但是產(chǎn)出低，滲流通道不暢通：目前壓力保持水平為原始地層壓力的79.5%，但是，單井產(chǎn)液只有1.1t（初產(chǎn)的46.2%），能夠建立注采關(guān)系，但是通道不暢，導(dǎo)致單井產(chǎn)量低。

5 下步重點(diǎn)工作

（1）井網(wǎng)轉(zhuǎn)換實(shí)驗(yàn)。

井別轉(zhuǎn)換先期試驗(yàn)：通過精細(xì)對比，結(jié)合三維地震，開展井別轉(zhuǎn)換4井次，控制程度明顯提高。

試驗(yàn)效果：初期增液不增油，增油主要為D9-2高產(chǎn)液。整體效果初期增油明顯，后期遞減快，新井網(wǎng)尚未發(fā)揮注水穩(wěn)產(chǎn)的作用。

下步對策：對水轉(zhuǎn)抽的大4-13進(jìn)行壓裂提產(chǎn)（目前日增油0.6t）、大9-2進(jìn)行分層測試后封堵高含水層，壓裂低含水層。

（2）儲層重壓改造。

在砂體發(fā)育延展性好的層位進(jìn)行重復(fù)壓裂，增大泄油面積。利用三維地震資料，分析砂體展布情況，在砂體發(fā)育延展性好的層位進(jìn)行壓裂，增大泄油面積，提高單井產(chǎn)能。2017年實(shí)施3口，有效3口，目前平均單井累增油138t，目前仍然有效。

針對目前產(chǎn)量低、采出程度低的現(xiàn)狀，2019年開展集團(tuán)壓裂。目前產(chǎn)液量低于1.2方，累產(chǎn)低于鄰井的壓裂潛力井58口，同時(shí)優(yōu)選壓力水平高及同一平臺進(jìn)行壓裂。

（3）產(chǎn)能建設(shè)部署新井。

大208區(qū)塊內(nèi)無井位控制區(qū)域多，面積總共達(dá)1.9km2，未動(dòng)用地質(zhì)儲量75萬t。

布井思路：通過三維地震精細(xì)技術(shù)，提取地震屬性，在砂體分布有利區(qū)部署獨(dú)立井點(diǎn)。綜合各層單砂體發(fā)育情況，部署新井井位21口，預(yù)建產(chǎn)能0.95萬t。根據(jù)井位預(yù)鉆井砂體及區(qū)塊構(gòu)造、周圍老井產(chǎn)出狀況，共分3批次。

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