海外河油田高含水期油水层和薄差油层挖潜方法.doc

海外河油田高含水期油水层和薄差油层挖潜方法张华光1 马强2（1、陕西省西安市未央区明光路长庆油田公司油气工艺研究院工具室，邮编710021）（2、辽宁省盘锦市中油辽河油田金马油田开发公司，邮编124010）摘要：海外河油田是一个已经进入高采出程度、高含水阶段常规注水开发的普通绸油油田，在主力油层动用程度高，水淹严重，挖潜难度较大情况下，通过开展精细地层对比工作，采用微构造法、沉积微相法、电性图版法，来深化油水层和薄差油层剩余油分布规律认识，采取调层、堵水等措施手段，取得了较好措施增油效果。关键词：油水层；薄差油层；微构造法；沉积微相法；电性图版法前 言海外河油田是一个开发多年的老油田，现阶段储采比失衡，剩余可采储量采油速度高达13.5%。在经过三次加密调整后，井网密、井距小，部署新井余地小，后备储量接替十分困难。但是还需要满足采油速度1%开发要求，这二者之间的矛盾日益突出。该阶段主力油层动用程度高，水淹严重。非主力油层动用程度相对较低，但是由于层薄、岩性、物性较差，挖潜难度较大。为了解决这个矛盾，做好非主力层的开发工作，在海外何油田探索油水层和薄差油层剩余油进行挖潜工作采用了一系列技术方法。1 油藏概况海外河油田位主要开采层位马圈子东营组，含油面积13.1km2，石油地质储量4217104t，油藏类型为层状边水油藏，构造岩性油藏，是一个水驱稠油油田。储层属三角洲前缘沉积体系，以水下分流河道、河口砂坝、前缘薄层砂沉积微相为主。岩性以细砂-粉砂岩为主，粒度中值0.16mm，平均孔隙度29.1%，平均空气渗透率63310-3m2，油层平均有效厚度11.8m。油品性质属普通稠油范畴，地面密度为0.9530.978g/cm，50地面脱气原油粘度为9332786mPas之间，地下粘度为78216mPas，地层压力13.7MPa，饱和压力13.5MPa。2 油水层和薄差油层挖潜方法2.1 精细油层对比油层对比是油藏描述的基础，是研究油层空间展布和连通情况的基础。油层对比的特点有两个：一是细，剖面上要求划分对比到但砂层；二是注重连通性，砂层平面与剖面的连通情况和隔层的分布情况是重点1。针对岩性-构造油藏，采用“旋回对比，区别对待”精细油层对比方法，利用测井曲线把油层对比细化到单油层上，在大范围地进行油层对比的基础上作出目的层等厚图，找到岩性的尖灭线，并得到目的层最优化的含油面积分布图；然后在整理开发资料、综合分析的基础上作出目的层目前的主要剩余油分布图，最终找到具有开采价值的井，挖掘油水层和薄差油层剩余油潜力。采用这种方法可以宏观地地掌握油层的开发动态，能更准确地指导油田合理开发。图1 油层连通图2.2 微构造法微构造是指在油田总的构造背景上，油层本身的微细起伏变化，其相对高差在10m以内，构造范围在0.3km2以内的小构造。正向微构造指储层顶界起伏与周围地层相比相对较高的沉积体形态。正向微构造有利于油气的聚集，在油田注水开发后期，含水饱和度较高的情况下，正向微构造常为剩余油聚集区。负向微构造：指储层顶界起伏与周围地层相比相对较低的沉积体形态。负向微构造不利于油气的聚集，在油田注水开发后期，负向微构造常为高含水区。2图2 正向微构造水驱油示意图应用克立金插值技术（kriging）建立了海d24-4-2单砂体微构造图,等高线的间距由先期10m缩小到2m。该套储层（图3）分布范围小，地层向北，沿上倾方向渗透率变差，岩性向泥岩过渡，储层直至尖灭。具有油层本身微细起伏变化所显示的构造特征。H811h711Ch713h614h416C连成了地层的尖灭线。油气藏类型为微构造岩性尖灭油藏，构造位置南低北高，含油饱和度东低西高，在h2-10井周围边水活跃，靠近油水界面。较为特殊的是在西部出现了2个负向构造（h6-10、h4-12），这对剩余油控制有极大影响。海210和海212都已注水，累注量9.36104m3，因此，负向构造外的剩余油易受水驱，使油向正向构造h6-12处运移，致使北部尖灭带为剩余油富集区。对该单砂体通过区域地层对比发现，测井解释4口井有油显示，其余井为水层。累产油2.69104t，累产水6.61104m3，累计注水9.36104m3。通过对该套层三维地质模型的建立和储层认识，发现主要是微构造和岩性两个主要因素控制油水在油气圈闭的分布形态。从目前所做的剩余油分布图看，含油面积向北有所扩大，在微高点海612井周围为剩余油富集区。通过调层下返，初期油量12.5 t、含水49%，累增油1256t。图3 海612井区D24-4-2微构造图2.3 沉积微相方法沉积微相是指沉积亚相带内， 具有独特岩性、岩石结构、构造、厚度、韵律性及一定平面分布规律的最小沉积组合。研究沉积微相之前，应先进行区域沉积背景分析，建立沉积微相模式。岩心是研究沉积微相最好的资料来源，但是由于取心费用高并且受其他条件限制，油田的取心井很少。测井曲线可以广泛用于油层对比与沉积相分析中，测井相与沉积相相当，不同的沉积相带因其岩石的成分、结构、构造等不同而导致测井响应不同3。海外河油田油藏沉积微相以三角洲前缘沉积的分支河道、河口砂坝、分流间薄层砂沉积微相为主，储层物性平面上明显受相带控制，厚度及分布形态也因相带不同而不同。分流间薄层砂或紧密相依于河道砂两侧，或分布于河道交叉处，或孤立分布，砂体连通但不同相带储油物性差异大。在开发中表现为平面上注入水主要沿水下分流河道和河口砂坝突进，水淹严重，而前缘薄层砂水淹较弱。海918C井原生产层18、19号小层位于主河道砂体中，含水96.5%，水淹严重。通过调层上返16、17号小层位于分流间湾砂体中，注入水影响小，初期油量10t，不含水，累增油956t。表1 测井曲线判定沉积微相标准2.4 电性图版法测井解释普遍对低渗透砂岩油气层的含油性解释偏低，原因是当以粉砂岩和泥质砂岩作为储层时，由于组成地层骨架的岩石颗粒平均粒径普遍较小，比面积较大，而且岩石中含有充填孔隙的粘土矿物，这两个因素的结合，不仅使孔隙喉道窄小，喉道半径中值超过10m的极少；而且使微孔隙发育，弯度大，表现为低渗透性和亲水的特点。因此高束缚水含量是以粉砂岩和泥质砂岩为主要产层普遍具有的特征。4由于孔隙中的水是以不能流动的束缚水形式存在的即使含水饱和度高达60-70%，也可能只产油不产水。有关资料证明，粉砂岩和泥质砂岩油气层中，含油饱和度大于30%就可能只产油不产水。图4 时差电阻率交汇图版海15-42井是海31断块北部一口油井,2002年6月份高含水关井，由于后备层基本动用,无层可调一直关井。在“三老”资料复查时发现D3发育一套58号厚油水层未动用。从纵向上油水关系组合来看,2001年8月补邻上57号小层合采，补前油井液量11.9m3、油量1.0t、含水92%，补层后液量16.3 m3、油量10.1t、含水34.2%，累产油1373t，累产水3996 m3,说明57号层含油饱和度较高。从测井曲线看，58号层出现了两个波峰，测井解释结果Sw为96.6%，是12m厚的平均值。从电导曲线和声波时差曲线看,58号小层层内非均质性严重，油层中部泥质含量增加，岩性变差。在自然电位曲线上也得到证实，可把单油层分为两个沉积时间单元，油层底部为一个“沉积旋回”，中部和上部为另一个“沉积旋回”。因此，对于该套层内非均质严重，泥质含量高厚油层，含油饱和度解释偏低。在海31块根据生产实际，在结合测井二次解释，绘制了海31块d3段“时差电阻率”交汇图版，发现油层点主要集中y=2.3365x+304.76曲线上及曲线上部，为过去由于解释精度不够在该块d3段存在油层解释为水层的提供了判别依据，根据研究结果在海16-42井和海15-45井进行了水井转抽油井措施，下返d3段油层见到很好效果，单井日产油在10t以上，近几年共计实施“水中找油”6井次，累计增油1.59104t。2.5 判别方法分析以注水开发为主的油田进入高含水开发后期，面临储采比低、井网密、井距小、部署调整井余地小与保持较高开发速度之间的矛盾，应及时调整挖潜工作思路，做好非主力层即油水层和薄差油层产能接替工作。在精细地层对比的基础上，微构造法、沉积微相法、电性图版法等是认识剩余油分布规律的有效手段。注水开发后期，油水层和薄差油层剩余油分布主要受微构造、沉积微相控制。结合油水井生产动态，根据精细地层对比、微构造法、沉积微相法、电性图版法等方法对剩余油分布的分析及认识，有针对性开展挖潜工作，取得了较好措施增产效果。3 结论与认识（1）处于开发后期的老油田，面临储采比低、井网密、井距小、部署调整井余地小与保持较高开发速度之间的矛盾，该阶段应该转换开发方式，做好非主力层即油水层和薄差油层产能接替工作。（2）油水层和薄差油层剩余油分布主要受微构造、沉积微相控制。（3）可采取动静态分析法、微构造法、电性图版法、沉积微相法这4种方法