趙凹油田泌304區(qū)低滲透油藏開發(fā)探索與實踐

李會娟，王 琪，黃 蘭，李 謳，張 燕

（1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132；2.中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

趙凹油田泌304區(qū)低滲透油藏開發(fā)探索與實踐

李會娟1，王 琪1，黃 蘭2，李 謳1，張 燕1

（1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132；2.中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

趙凹油田泌304區(qū)是一個低孔低滲斷鼻構(gòu)造油藏，平均孔隙度為13.6%，平均滲透率為22.5×10－3μm2，主要含油層系是核桃園組核一段和核二段。泌304區(qū)于2007年投入開發(fā)，在開發(fā)上具有油井投產(chǎn)初期產(chǎn)能差異大、注水井吸水能力差等特點。經(jīng)過近幾年的開發(fā)探索，總結(jié)出對于低滲透裂縫油藏，調(diào)整井排方向與裂縫發(fā)育方向一致、完善井網(wǎng)、壓裂油層改造等開發(fā)技術(shù)可以有效改善開發(fā)效果，提高儲量動用程度。該區(qū)目前平均單井日產(chǎn)油量4.4t，綜合含水72.43%，采出程度2.12%，采油速度0.68%。

泌304區(qū)；低孔低滲；斷鼻構(gòu)造油藏；完善井網(wǎng)；壓裂油層改造；開發(fā)效果

1 地質(zhì)概況

泌304區(qū)位于河南省桐柏縣境內(nèi)，構(gòu)造位置位于泌陽凹陷南部陡坡帶中部，東臨泌293區(qū)塊，西臨泌301區(qū)塊，南到平氏、栗園一帶，北至安棚油田。泌304區(qū)疊合含油面積1.28 km2，地質(zhì)儲量452.26×104t，油藏埋深533.6～1 680.0m，平均孔隙度為13.6%，平均滲透率為22.5×10－3μm2，為低孔低滲斷鼻油藏類型。

1.1 地層特征

泌304區(qū)地層目前只鉆至核三上段，含油層位主要分布在核一段（H1）、核二段（H2）（表1）。核一段為灰綠、灰及褐灰色泥巖與灰白、淺灰色細礫巖、礫狀砂巖呈不等厚互層，夾棕紅色泥巖；核二段為深灰、灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖及泥質(zhì)白云巖與淺灰、灰白色細礫巖、礫狀砂巖及細砂巖不等厚互層。

表1 泌304區(qū)H1、H2小層劃分簡表

1.2 構(gòu)造特征

泌304區(qū)構(gòu)造較簡單，構(gòu)造形態(tài)為一由南向北傾伏的斷鼻構(gòu)造，各層的斷鼻向北北西方向傾伏，軸向為340～360°之間，高部位緊靠邊界斷層，該鼻狀構(gòu)造在廖莊組～核二段構(gòu)造形態(tài)明顯，從下至上具有一定的繼承性［1］。

1.3 沉積特征

泌304區(qū)為近源水下扇沉積，可分為扇根、扇中、扇端3個亞相，儲層巖性變化快，物性變化大。巖性主要以礫巖和砂礫巖為主，大部分具塊狀層理。礫石成分復(fù)雜、大小不均、呈次棱角、雜亂分布、泥質(zhì)含量高、分選差，反映了近岸近物源、短距離搬運、快速沉積的特點。

1.4 儲層特征

通過對泌304區(qū)取心井油層物性統(tǒng)計，巖性以礫巖、中粗砂巖、含礫不等粒長石巖屑砂巖及砂礫巖為主；巖屑成分復(fù)雜，以變質(zhì)巖為主，其次為火成巖；碎屑分選差，磨圓度次棱－次圓狀；顆粒間以線接觸－點接觸為主；膠結(jié)類型主要為孔隙式，成分成熟度低。巖石類型主要為巖屑砂巖（46.15%）、石英砂巖（33.5%）、長石巖屑砂巖（13.7%）；雜基主要為粘土，粘土礦物含量一般平均為4.81%。膠結(jié)物以碳酸鹽類為主，碳酸鹽平均含量為9.78% 。本區(qū)孔、滲具有主體部位高，兩側(cè)及北部低；相對高孔、高滲呈條帶狀分布，延伸方向大致為南北向，多數(shù)單層的孔、滲向扇根部位有變小的趨勢［2］。

1.5油藏特征

泌304區(qū)油藏類型為受構(gòu)造和巖性控制的未飽和層狀油藏［3］。油層平面展布變化大，呈中－厚層狀，各含油小層油水界面不統(tǒng)一，地層水以邊水形式出現(xiàn)，無底水。儲層流體特征見表2。

表2 泌304區(qū)儲層流體特征

2 開發(fā)歷程及開采特征

2.1 開發(fā)歷程

2006年在栗園斷鼻構(gòu)造部署的泌304井于H1－H2段鉆遇油層，對兩段目的層試油分別獲日產(chǎn)油5.2m3和10.05m3的工業(yè)油流，發(fā)現(xiàn)了一個新的含油構(gòu)造，進一步擴大了該區(qū)的儲量規(guī)模。當(dāng)年上交控制石油地質(zhì)儲量490.96×104t，隨后部署的泌315、泌321、泌326、泌332等井相繼鉆遇大套油層，從而發(fā)現(xiàn)了泌304井區(qū)。2007年上交探明石油地質(zhì)儲量828.29×104t，并獲得國家儲委批準。

2007年部署了泌304區(qū)開發(fā)方案，分上、中、下三套層系開采，采用五點法井網(wǎng)，共動用地質(zhì)儲量452.26×104t（表3）。在泌304區(qū)的開發(fā)方案中，共部署油水井37口，于2007年開始分批實施。截止到2010年6月，泌304區(qū)共有油水井33口，累積產(chǎn)油9.6026×104t，綜合含水72.43%，采出程度2.12%。

表3 泌304區(qū)開發(fā)層系劃分一覽表

2.2 開采特征

2.2.1 油井投產(chǎn)初期產(chǎn)能差異大

安4005井于2007年11月投產(chǎn)H2Ⅱ21小層，初期日產(chǎn)油14.8t、含水2.28%，截止到2011年12月31日，日產(chǎn)油5.7t，含水35%，累積產(chǎn)油23 341.0t，占下層系總累油量33%；而距該井220m的B321井在該層試油為油花，日產(chǎn)水2.36m3，油井產(chǎn)能差異極大。分析認為油井產(chǎn)能的差異與井鉆遇油層所處沉積相帶密切相關(guān)，安4005井在該小層沉積相帶位于扇中的辯狀河道上，物性較好，含油性較好；泌321井在該小層沉積相帶位于水道間及水道側(cè)緣部位，含油性差（圖1）。

圖1 H2Ⅱ21小層沉積微相

2.2.2 儲層物性差，注水井吸水能力差

統(tǒng)計了泌304區(qū)7口井的吸水剖面，統(tǒng)計總厚度343.1 m，不吸水的層厚度為181.2 m，占總厚度的52.8%；吸水強度在0.1～2.0m3／（d·m·MPa）間的層厚度為128.2 m，占總厚度的37.4%。分析認為由于泌304區(qū)砂體規(guī)模小，變化快，儲層低孔低滲，平面非均質(zhì)性嚴重，注采井間難以建立有效的對應(yīng)關(guān)系。

2.2.3 中層系注采井網(wǎng)不完善，水平井產(chǎn)能低，儲量動用程度差

在泌304區(qū)開發(fā)方案的部署中，上、下層系井網(wǎng)較完善，而中層系由于含油面積較小（疊合含油面積0.52 km2），平均單井鉆遇厚度較大（25 m 左右），考慮到以部署水平井來動用其儲量。截止至2010年6月，中層系有生產(chǎn)井安平4、5、7、安4008、安4009井，層系累計產(chǎn)油約8 610 t，采出程度0.77%，H2Ⅰ6－9小層在主體部位無井控制，井網(wǎng)極不完善。而中層系的3口水平井：安平4、安平5、安平7，水平井產(chǎn)能低，遠遠沒有達到設(shè)計要求，導(dǎo)致采出程度低，儲量動用程度差（表4）。

表4 中層系水平井生產(chǎn)狀況

3 開發(fā)探索與實踐［4－8］

3.1 調(diào)整注采井排方向與裂縫方向一致

2009年4月，開發(fā)方案部署的37口井已實施完34口（安平3、安平6、安平8未實施），采油一廠先后對13井次壓裂裂縫進行了裂縫監(jiān)測，測試人工裂縫方向為北東40～70°及東南方向96～120°左右，主要為北東40～70°（圖2）。根據(jù)壓裂后監(jiān)測結(jié)果及動態(tài)反應(yīng)，參照安棚深層系現(xiàn)今地應(yīng)力方向最新研究成果及大別－桐柏－秦嶺地區(qū)的區(qū)域最大主應(yīng)力方向（50°～70°），考慮目前井網(wǎng)注水井排方向為100°左右，明顯與區(qū)域最大主應(yīng)力方向不一致，討論決定對泌304區(qū)井網(wǎng)進行調(diào)整為北東向45°左右，調(diào)整后的注水井排基本平行人工裂縫方向。本次注采井排方向的調(diào)整，使注入水容易沿著注水井排（裂縫方向）形成均勻的水線，油藏的驅(qū)替效率較高。

圖2 泌304區(qū)壓裂裂縫方位分布

3.2 完善井網(wǎng)

考慮到中層系井網(wǎng)控制程度差，儲量動用程度低，2010年方案部署主要對中層系進行井網(wǎng)完善。根據(jù)油砂體平面分布及縱向疊合情況，采用直井進行開發(fā)；直井部署中井網(wǎng)、井距充分考慮上、下層系注采情況、油砂體疊合、沉積微相分布情況及裂縫監(jiān)測結(jié)果，采用規(guī)則井網(wǎng)與非規(guī)則井網(wǎng)相結(jié)合，靈活地進行布井，最大限度地提高注采井網(wǎng)對油層的控制程度［4］。方案部署12口新井（圖3），其中7口采油井，5口注水井。井網(wǎng)密度提高到27.03口／km2，平均單井控制地質(zhì)儲量7.97×104t。方案實施后，截止到2011年12月底，12口新井（5口注水井先排液）平均日單井產(chǎn)油5.1t，累積產(chǎn)油7 959.6t，占中層系儲量的0.71%。

圖3 中層系井位部署

3.3 實施壓裂油層改造技術(shù)

泌304區(qū)為近源水下扇沉積，砂礫巖體規(guī)模小，砂體變化快，儲層物性差，大部分井自然產(chǎn)能低，因此建議對油井進行壓裂油層改造。從油層改造情況看出，10口井壓裂后日增油51.44 t，效果較好。因此，對部分物性差、自然產(chǎn)能較低的油層進行壓裂改造可以有效改善油層導(dǎo)流能力，提高油井產(chǎn)能。

4 結(jié)論

在開發(fā)過程中，應(yīng)密切關(guān)注注水井與采油井之間的對應(yīng)關(guān)系，防止注水井無效注水、油井不受效，并及時調(diào)整吸水剖面，防止注水突進，造成油井暴性水淹。

合理的井網(wǎng)井距能加快采油速度，有效提高儲量動用程度。

對低孔低滲透油藏，儲層壓裂改造能有效增大滲流通道，有效改善油層導(dǎo)流能力，提高油井單井產(chǎn)能。

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Zhaowa oilfield is a low porosity and low permeability faulted nose reservoir，average porosity is 13.6%，the average permeability is 22.5×103μm2，main oil－bearing layer is the Hetaoyuan formation I and II section.Bi 304 block was brought into development in 2007，initial oil well production capacity difference is big，water injection well water absorption capacity is bad.After recent years of development and exploration，developing technology for low permeability fractured reservoir as adjusting well pattern matched to fracture direction，perfect well pattern and fracturing reservoir transformation is summarized ，which can effectively improve the development effect，and improve the producing degree of reserves.Currently the district average oil production of single well is 4.4 t，composite water cut is 72.43%，the producing degree is 2.12%and the recovery rate is 0.68% .

79Development practice and exploration of low permeability reservoir in Bi 304block of Zhaoao oilfield

Li Huijuan et al（Petroleum Exploration and Development Research Institute，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Nanyang，Henan 473132）

Bi 304 block；low porosity and low permeability；faulted nose reservoir；perfecting well pattern；fracturing oil layer transformation；development effect

TE348

A

1673－8217（2012）04－0079－03

2012－01－15；改回日期：2012－03－06

李會娟，1984年生，2007年畢業(yè)于長江大學(xué)資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。

吳官生