石西10 井區清水河組油藏難采儲量動用研究

付 磊

（新疆油田公司石西油田作業區，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

隨著科學技術的飛速發展，石油開采技術日新月異，使在以往開發技術條件下不能有效益動用的儲量、得到了有效動用。油氣田開采企業不僅油氣產量上有了大幅度提高，而且也取得了較好的經濟效益。以石西10 井區清水河組K1q12油藏難采儲量動用為例，闡述了構造幅度低、油層厚度薄、油藏埋藏較深、具有強底水的構造油藏，受早期整體地質認識不太清楚以及開采技術條件的限制，油藏未能得到有效開發動用，通過構造特征研究、沉積儲層研究、油藏工程等研究，落實了構造特征、砂體展布特征，油層平面、剖面的分布特征，并且確定采用水平井的開發方式部署4 口水平井，實現了石西10 井區清水河組難采儲量的有效動用。

1 油藏概況

石西10 井區清水河組K1q12油藏位于準噶爾盆地腹部古爾班通古特沙漠，行政隸屬新疆和布克賽爾縣管轄。構造上位于陸梁隆起的石西凸起，石西10 井區清水河組K1q12油藏為受斷裂控制的斷鼻構造。該區清水河組K1q12油藏儲層為三角洲前緣亞相沉積，主要發育水下分流河道，物源來自北方，砂體區域分布穩定，厚度較大。該區清水河組K1q12儲集層巖性主要為灰色、灰褐色礫狀長石巖屑砂巖、砂質礫巖，其次為中細粒長石巖屑砂巖及不等粒長石巖屑砂巖。石西10 井區清水河組K1q12油藏油層孔隙度10.30%～16.80%，平均14.10%；滲透率5.61～938.00 mD，平均92.26 mD，為低孔中滲儲層。油藏地面原油密度0.874 g/cm3，50 ℃黏度25.8 mPa·s，凝固點15.33 ℃。地層水型為NaHCO3型，氯離子含量為3950.22 mg/L，礦化度為8073.39 mg/L。油藏在水平井開發動用前有4 口開發直井，初期平均單井日產液15.7 t，日產油6.6 t，含水57.6%，初期含水上升較快，穩產時間短，單井累計產量低，很難效益開發。

2 動用難采儲量的主要方法

2.1 構造特征研究

通過對新采集的小面元三維開展精細構造解釋，該區清水河組K1q12油藏為受斷裂控制的低幅度斷鼻構造，構造高點位于SH1006 井附近，圈閉幅度30 m，工區內主要發育石西2 井南斷裂、SH1006 井南斷裂、石015 井南斷裂、石西10 井北斷裂4 條正斷裂，均為本區的控藏斷裂。

2.2 沉積儲層特征研究

石西10 井區清水河組以中部高伽馬、高密度泥巖頂界為標志，自下而上分為兩段：清一段（K1q1）和清二段（K1q2），油層發育在清一段。清一段地層厚度90～135 m，根據巖性、電性及沉積序列特征，可分為上下兩個砂層組，即K1q11、K1q12。其中K1q11主要為一套褐色泥巖層，厚度在50～60 m，電性特征表現為“高伽馬、高密度”，區域分布穩定，為區域性地層對比標志層，也是本區區域性蓋層。K1q12是本區產油層，主要為一套灰色砂礫巖層，為白堊系底礫巖，與下伏侏羅系西山窯組呈角度不整合接觸，砂層厚度50～77 m，區域分布穩定，與K1q11組成儲蓋組合。石西10 井區清水河組K1q12油藏儲層為三角洲前緣亞相沉積，主要發育水下分流河道，物源來自北方，砂體區域分布穩定，厚度較大，平均70.0 m，由東南向西北逐漸增厚。石西10 井區清水河組K1q12儲集層巖性主要為灰色、灰褐色礫狀長石巖屑砂巖、砂質礫巖，其次為中細粒長石巖屑砂巖及不等粒長石巖屑砂巖。膠結類型主要為壓嵌-孔隙型，其次為孔隙-壓嵌型和孔隙型，部分為壓嵌型。顆粒接觸方式主要為點-線接觸，其次為線接觸和線-點接觸，部分為點接觸。根據鑄體薄片、掃描電鏡分析，石西10 井區清水河組K1q12油藏儲集空間以原生粒間孔為主，含量10%～95%，平均為69.4%；其次為剩余粒間孔，含量5%～80%，平均為15.4%；見少量的粒內溶孔和微裂縫。從石西10 井區清水河組K1q12油藏儲層壓汞曲線分析，毛管壓力曲線形態為中等偏細歪度，儲集層孔隙較發育，連通性較好。根據X 衍射和掃描電鏡分析石西10 井區清水河組K1q12油藏儲層粘土礦物主要為綠泥石（平均45.55%），其次為高嶺石（平均32.67%），少量伊/蒙混層礦物（平均14.67%），及少量石英（平均7.11%）。根據巖心化驗分析資料，石西10 井區清水河組K1q12油藏油層孔隙度10.20%～16.90%，平均14.10%；滲透率5.61～918.00 mD，平均92.26 mD，為低孔中滲儲層。

2.3 油層分布特征研究

通過巖性電性關系、巖性含油性關系、電性與物性關系以及電性與含油性關系研究，確定石西10 井區清水河組K1q12油藏油層下限為：孔隙度（Φ）≥14.5%；電阻率（Rt）≥8.5 Ω.m；含油飽和度（So）≥55%。通過確定的油層解釋標準，對石西10 井區清水河組K1q12油藏油層進行解釋刻畫，發現石西10 井區清水河組K1q12油藏油層厚度由東南向西北逐漸增厚，油層平均有效厚度3.4 m。

2.4 試采特征研究

（1）初期產能主要受油層厚度影響。通過統計初期產能與有效厚度關系，發現初期產能主要受油層厚度影響，油層厚度越厚，初期產能越高。

（2）初期含水主要受含油飽和度影響。通過統計初期含水與油藏含油飽和度關系，發現初期含水主要受油藏含油飽和度影響，含油飽和度越高，初期含水越低。

（3）單井生產效果受生產制度影響。通過統計分析4 口開發井生產制度，發現措施前開發效果較差的主要原因是沖程、沖次較大，導致投產初期生產壓差較大，從而使開發井投產后含水快速上升。因此，本次部署后期生產過程中需控制好生產壓差，避免底水上竄。

2.5 難采儲量水平井技術開發的可行性研究

石西10 井區清水河組K1q12油藏地層系數Kh=305 mD.m，地質特點滿足水平井開發條件；石西10 井區清水河組K1q12油藏主力油層單一，縱向上分布相對集中，水平井開發能提高油層的控制程度，油層中僅發育少量礫巖，隔夾層不發育，同時該區地質儲量豐度相對較低，水平井能提高單井產能；相鄰井區水平井開發已獲成功：石南31 井區清水河組油藏水平井初期平均日產油為周邊直井的2.9 倍，水平井開發已取得較好效果。

2.6 水平井參數研究

水平井井距：①試井法。通過石西10 井區清水河組K1q12油藏單井復壓資料解釋，探測半徑為67.0～266.0 m，平均探測半徑為193.0 m，折算井距為136～535 m，平均井距為385 m；②曲線交匯法。通過曲線交匯法確定的合計井距為406 m，經濟極限井距298 m。綜合試井法、曲線法，確定石西10 井區清水河組K1q12油藏水平井距為380 m。

水平井長度：水平井經濟極限累產油隨著水平段長度的增加而增大，部署水平井井距為380 m 時，水平段長度大于100 m時，其單井控制儲量（2.30×104t）才大于經濟極限控制儲量（2.25×104t）。同時考慮石西10 井區清水河組K1q12油藏形態，可部署水平井水平段長度為500～800 m。

水平井產能：①類比法：統計部署區鄰井投產第二年平均單井日產油5.6 t，參考石31 井區清水河組K1q12油藏水平井與直井產能關系，水平井產能為直井的2.9 倍，計算部署區水平井產能為16.2 t/d；②經驗公式法：用Joshi 公式及Renardd-Dupuy公式計算水平井單井產能，500～800 m 水平段長度下，為12.1～18.6 t/d。綜合上述兩種方法，石西10 井區清水河組K1q12油藏采用水平井開發，在380 m 井距下，500～800 m 水平段長度下，水平井單井產能為12.1～18.6 t/d。

3 實施效果

在石西10 井區采用380 m 井距，部署水平段長度為550～770 m 水平井4 口，單井設計產能13.0～10.0 t/d，新建產能1.9×104t，根據油藏工程方法和數值模擬方法預測，10 年后累積產油5.37×104t，含水89.7%，階段采出程度21.03%，平均單井累積產油1.34×104t。經濟效益評價按每桶55 美元計算，凈利潤1200 萬元。

4 結論

綜上所述，通過成功開發動用石西10 井區清水河組K1q12油藏難采儲量，得到3 點認識：①通過精細構造解釋研究、儲層與油層分布特征研究、試采特征研究、油藏工程研究、三維數值模擬等精細地質研究，落實了油層平面、縱向上分布特征、發育規律；②利用薄層水平井開發技術，增大泄油面積，降低含水上升率，提高單井產能以及單井累計產量，從而實現油藏難采儲量的有效益動用；③石西10 井區清水河組K1q12油藏難采儲量的有效動用，對同類型的油藏開發具有指導意義。