L10塊基礎地質研究及井位部署

王榮娟

摘要：基于區(qū)塊開發(fā)中存在的問題，加強基礎地質研究，重新劃分地層、重新建立地層格架、重新認識了油藏類型、重新落實剩余油分布，在此基礎上重新調整了注采井網(wǎng)。根據(jù)取得的新認識開展井位共部署，同時根據(jù)新井實施情況，及時完善區(qū)塊注采系統(tǒng)，通過轉注、換管柱、重組完善區(qū)塊注采井網(wǎng)，結合深部調驅提高水驅動用程度，改善注水開發(fā)效果。

關鍵詞：基礎研究;井網(wǎng)部署;注采井網(wǎng);調驅

1.油藏概況

L10塊位于青龍臺油田北部，為一斷裂半背斜構造，儲層屬于扇三角洲前緣沉積，主要物源方向為北東方向，斷塊儲層砂體為巖性中等、分選中等、含泥較高的中高滲透層。

該塊于1980年8月L10井試采，1983年12月采用350m×350m井網(wǎng)全面投入開發(fā)，初期斷塊邊底水比較活躍，采用天然能量開發(fā)，1986年6月轉入注水開發(fā)，1987年1月實施井網(wǎng)加密調整，使主體部位井網(wǎng)調整為200m×200m;1991年至今處于綜合治理調整階段，其中主要以注水為中心，完善注采井網(wǎng)，加強井網(wǎng)調整，同時利用側鉆大修技術復產(chǎn)長停井。通過幾次調整和綜合治理見到了效果，減緩了產(chǎn)量下降趨勢及含水上升速度。

2.開發(fā)中存在的主要問題

2.1油水井井況復雜，注采系統(tǒng)不完善

區(qū)塊共有油氣井33口，開井17口，其中正常生產(chǎn)井僅14口，占油氣井總數(shù)的42.4%，斷塊油水井歷史上幾乎全部出砂，平均單井出砂3.36m3。由于出砂嚴重導致區(qū)塊井況變差，側鉆井均由出砂影響造成，注水井因出砂造成注不進、套管變形等問題，造成局部注采系統(tǒng)不完善。

2.2整體水淹嚴重，平面矛盾突出

目前區(qū)塊總體水淹嚴重，綜合含水92.38%，平均單井日產(chǎn)液15.5t，單井日產(chǎn)油1.6t。其中含水>93%的3口，含水90%-93%的3口，含水<90%的僅2口，區(qū)塊整體含水較高，水淹嚴重。

歷史上注水見效情況明顯，共有5個井組8口油井見到注水效果，占全部油井總井數(shù)的30.77%，以單向受效為主。從見效井的平面分布看，見效油井主要集中于北部區(qū)域，中部區(qū)域目前無注水井，南部僅1口井歷史上明顯受效，區(qū)塊整體注水不均勻，平面矛盾突出。

3.主要做法

3.1細化基礎地質研究

基于區(qū)塊目前的生產(chǎn)現(xiàn)狀，加強基礎地質研究，重新劃分地層、重新建立地層格架、重新認識油藏類型、重新落實剩余油分布，在此基礎上重新調整了注采井網(wǎng)。

（1）重新落實了L10塊主要目的層的歸屬。

立足于三維地震資料，將L10塊與相鄰區(qū)塊進行類比研究，發(fā)現(xiàn)原認識S1段部分地層為S2段地層，并確定其為本區(qū)主力目的層。

（2）重新認識了油藏類型。

該區(qū)S2段油藏主要受S1底剝蝕面控制，內部次一級斷層控制油水分布，屬于構造-巖性油藏。S1和S3段屬巖性油藏。

（3）重新認識了油水分布。

平面上：區(qū)塊油氣層主要受斷層控制，分布在構造高部位及斷層遮擋區(qū)域，局部受儲層巖性控制。其中S2油層在低部位比較發(fā)育，高部位剝蝕，S3段油層受巖性控制為主，為巖性透鏡狀油氣藏，沒有統(tǒng)一的油水界面。

縱向上：區(qū)塊為斷層遮擋的層狀氣頂邊水油藏，具有統(tǒng)一的油水界面，界面深度為-1615m。油層主要集中在儲層下段發(fā)育3-4個小砂層。

（4）重新落實了剩余油分布

區(qū)塊剩余油主要有三種類型：一是受原認識限制無油井控制的區(qū)域;二是井間水驅未波及以及靠近斷層區(qū)域，由于斷層的分隔和遮擋作用，在斷層附近井網(wǎng)完善程度低，注入水波及不到，水淹程度低，剩余油相對富集;三是事故井附近油氣潛力未充分動用。

3.2井位部署研究及實施效果

通過基礎地質研究充分認識了區(qū)塊剩余油分布規(guī)律，按照剩余油分布類型，重新調整區(qū)塊注采井網(wǎng)，按照200m井距不規(guī)則井網(wǎng)部署，最大程度控制剩余油。

（1）部署產(chǎn)能新井，挖掘井間剩余油

在無油井控制區(qū)域、井間水驅未波及區(qū)域部署產(chǎn)能新井，挖掘井間剩余油。共部署審批產(chǎn)能井7口（油井6口、注水井1口）、側鉆1口。截止目前，共完鉆投產(chǎn)4口，完鉆待投1口，側鉆投產(chǎn)1口。

從完鉆井儲層發(fā)育情況來看，主力儲層頂部發(fā)育油層，且高部位被剝蝕面削蝕，從新井測得RFT資料來看，區(qū)塊地層壓力水平較高（壓力系數(shù)1.05），投產(chǎn)后供液能力較充足。

（2）利用側鉆技術，挖掘微構造剩余油

在事故井附近油氣潛力未充分動用區(qū)域，應用側鉆技術，挖掘微構造高部位剩余油。在充分認識油層分布規(guī)律以及油井歷史生產(chǎn)動態(tài)的基礎上，在區(qū)塊北部部署側鉆1口，電測解釋較好，油層4.0m/1層，低產(chǎn)油層3.9m/2層，油水同層3.5m/2層，強水淹層12.4m/3層，中水淹層8.2m/2層，弱水淹層2.0m/1層，投產(chǎn)后，初期日產(chǎn)液23.6t，日產(chǎn)油4.7t，含水80%，目前日產(chǎn)液8.7t，日產(chǎn)油2.1t，日產(chǎn)氣3445m3，含水76%，動液面1071m，階段累產(chǎn)油2118.6t，累產(chǎn)氣112.863×104m3。

（3）實施井網(wǎng)調整，完善區(qū)塊注采系統(tǒng)

針對區(qū)塊注水不均勻、平面矛盾突出的問題，根據(jù)新井實施情況，及時完善區(qū)塊注采系統(tǒng)，一是及時轉注1口，二是通過換管柱及重組恢復注水2口。預計增加水驅控制儲量9.4×104t，提高水驅控制程度3.3%。同時針對區(qū)塊北部整體水淹嚴重，油井產(chǎn)液量較高，含水較高，平面矛盾突出的問題，計劃實施深部調驅3口，提高區(qū)塊水驅動用程度，改善注水開發(fā)效果。預計可增加水驅控制儲量9.4×104t，提高水驅控制程度3.3%。結合調驅預計單井日增油1.0t，3個井組年增油0.25×104t，提高采收率3%，增加可采儲量5.43×104t。

4.結論及認識

（1）精細基礎地質研究，重新認識地層格架，落實區(qū)塊目的層，

是區(qū)塊開發(fā)調整、井位部署成功的重要前提;

（2）實施井網(wǎng)調整，完善注采系統(tǒng)，提高水驅儲量控制程度，是改善區(qū)塊水驅效果、實現(xiàn)上產(chǎn)的主要手段;

（3）優(yōu)選潛力區(qū)域，應用深部調驅技術，改善注水開發(fā)效果是實現(xiàn)區(qū)塊二次開發(fā)的有效途徑。

參考文獻：

[1].油氣田開發(fā)地質學的現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].胡旭，孫博宇.山東工業(yè)技術.2018（11）

[2].遼河盆地西部凹陷高二三區(qū)東部沙三、四段勘探目標評價及井位部署[D].丁軍濤.東北石油大學2016

[3].中國含油氣盆地沉積地質學進展[J].朱筱敏，鐘大康，袁選俊，張惠良，朱世發(fā)，孫海濤，高志勇，鮮本忠.石油勘探與開發(fā).2016

[4].石油地質研究中的特征與規(guī)律探析[J].牛強.石化技術.2017