趙凹油田泌304區低滲透油藏開發探索與實踐

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研究院，河南南陽 473132；2.中國石化東北油氣分公司勘探開發研究院）

趙凹油田泌304區低滲透油藏開發探索與實踐

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研究院，河南南陽 473132；2.中國石化東北油氣分公司勘探開發研究院）

趙凹油田泌304區是一個低孔低滲斷鼻構造油藏，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區于2007年投入開發，在開發上具有油井投產初期產能差異大、注水井吸水能力差等特點。經過近幾年的開發探索，總結出對于低滲透裂縫油藏，調整井排方向與裂縫發育方向一致、完善井網、壓裂油層改造等開發技術可以有效改善開發效果，提高儲量動用程度。該區目前平均單井日產油量4.4t，綜合含水72.43%，采出程度2.12%，采油速度0.68%。

泌304區；低孔低滲；斷鼻構造油藏；完善井網；壓裂油層改造；開發效果

1 地質概況

泌304區位于河南省桐柏縣境內，構造位置位于泌陽凹陷南部陡坡帶中部，東臨泌293區塊，西臨泌301區塊，南到平氏、栗園一帶，北至安棚油田。泌304區疊合含油面積1.28 km2，地質儲量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、白云質泥巖及泥質白云巖與淺灰、灰白色細礫巖、礫狀砂巖及細砂巖不等厚互層。

表1 泌304區H1、H2小層劃分簡表

1.2 構造特征

泌304區構造較簡單，構造形態為一由南向北傾伏的斷鼻構造，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，該鼻狀構造在廖莊組～核二段構造形態明顯，從下至上具有一定的繼承性［1］。

1.3 沉積特征

泌304區為近源水下扇沉積，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。礫石成分復雜、大小不均、呈次棱角、雜亂分布、泥質含量高、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區取心井油層物性統計，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；巖屑成分復雜，以變質巖為主，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%。膠結物以碳酸鹽類為主，碳酸鹽平均含量為9.78% 。本區孔、滲具有主體部位高，兩側及北部低；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區油藏類型為受構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一，地層水以邊水形式出現，無底水。儲層流體特征見表2。

表2 泌304區儲層流體特征

2 開發歷程及開采特征

2.1 開發歷程

2006年在栗園斷鼻構造部署的泌304井于H1－H2段鉆遇油層，對兩段目的層試油分別獲日產油5.2m3和10.05m3的工業油流，發現了一個新的含油構造，進一步擴大了該區的儲量規模。當年上交控制石油地質儲量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，從而發現了泌304井區。2007年上交探明石油地質儲量828.29×104t，并獲得國家儲委批準。

2007年部署了泌304區開發方案，分上、中、下三套層系開采，采用五點法井網，共動用地質儲量452.26×104t（表3）。在泌304區的開發方案中，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區共有油水井33口，累積產油9.6026×104t，綜合含水72.43%，采出程度2.12%。

表3 泌304區開發層系劃分一覽表

2.2 開采特征

2.2.1 油井投產初期產能差異大

安4005井于2007年11月投產H2Ⅱ21小層，初期日產油14.8t、含水2.28%，截止到2011年12月31日，日產油5.7t，含水35%，累積產油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，日產水2.36m3，油井產能差異極大。分析認為油井產能的差異與井鉆遇油層所處沉積相帶密切相關，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

統計了泌304區7口井的吸水剖面，統計總厚度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區砂體規模小，變化快，儲層低孔低滲，平面非均質性嚴重，注采井間難以建立有效的對應關系。

2.2.3 中層系注采井網不完善，水平井產能低，儲量動用程度差

在泌304區開發方案的部署中，上、下層系井網較完善，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，中層系有生產井安平4、5、7、安4008、安4009井，層系累計產油約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，水平井產能低，遠遠沒有達到設計要求，導致采出程度低，儲量動用程度差（表4）。

表4 中層系水平井生產狀況

3 開發探索與實踐［4－8］

3.1 調整注采井排方向與裂縫方向一致

2009年4月，開發方案部署的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）。根據壓裂后監測結果及動態反應，參照安棚深層系現今地應力方向最新研究成果及大別－桐柏－秦嶺地區的區域最大主應力方向（50°～70°），考慮目前井網注水井排方向為100°左右，明顯與區域最大主應力方向不一致，討論決定對泌304區井網進行調整為北東向45°左右，調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，油藏的驅替效率較高。

圖2 泌304區壓裂裂縫方位分布

3.2 完善井網

考慮到中層系井網控制程度差，儲量動用程度低，2010年方案部署主要對中層系進行井網完善。根據油砂體平面分布及縱向疊合情況，采用直井進行開發；直井部署中井網、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測結果，采用規則井網與非規則井網相結合，靈活地進行布井，最大限度地提高注采井網對油層的控制程度［4］。方案部署12口新井（圖3），其中7口采油井，5口注水井。井網密度提高到27.03口／km2，平均單井控制地質儲量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）平均日單井產油5.1t，累積產油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

泌304區為近源水下扇沉積，砂礫巖體規模小，砂體變化快，儲層物性差，大部分井自然產能低，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、自然產能較低的油層進行壓裂改造可以有效改善油層導流能力，提高油井產能。

4 結論

在開發過程中，應密切關注注水井與采油井之間的對應關系，防止注水井無效注水、油井不受效，并及時調整吸水剖面，防止注水突進，造成油井暴性水淹。

合理的井網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，有效改善油層導流能力，提高油井單井產能。

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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年畢業于長江大學資源勘查工程專業，現從事油氣田開發地質研究工作。

吳官生