南二、三區(qū)高臺(tái)子油水同層潛力及挖潛界限研究

劉 言，王文廣

南二、三區(qū)高臺(tái)子油水同層潛力及挖潛界限研究

劉 言，王文廣

（東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163000）

利用巖心、錄井、測(cè)井、試油等動(dòng)、靜態(tài)地質(zhì)資料，在精細(xì)地質(zhì)認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，對(duì)高臺(tái)子油層油水同層發(fā)育及分布特征、油水同層的動(dòng)用狀況及挖潛潛力進(jìn)行了研究，并利用找水、試油、碳氧比能譜測(cè)井等資料分析成果對(duì)高臺(tái)子油水同層的補(bǔ)孔界限進(jìn)行了界定，研究得出：油水界面由北向南呈“∩”變化趨勢(shì)，由西向東呈“∪”型變化趨勢(shì)；油水同層部分層段已經(jīng)動(dòng)用，油水同層動(dòng)用程度比純油層差；油水界面儲(chǔ)量縱向上主要分布在高Ⅰ組和高Ⅲ組，油水同層含水低于全井含水；剩余油類型主要以注采不完善型為主，需要通過(guò)完善注采關(guān)系來(lái)進(jìn)一步提高油水同層的動(dòng)用程度；確定了現(xiàn)階段可以對(duì)油水同層補(bǔ)開(kāi)的不同比例及挖潛深度界限，確保油水同層潛力得到充分動(dòng)用。

高臺(tái)子油層；油水同層；挖潛潛力；挖潛界限

南二、三區(qū)高臺(tái)子油層位于薩爾圖油田南部開(kāi)發(fā)區(qū)，北起高163井排，南至高196井排，開(kāi)發(fā)面積51.71 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量7 069.4×104t。該區(qū)油水界面總體上分布在1 080 m左右,油水同層為1 080～1 204 m。由于油水同層有效厚度小、含油飽和度低和儲(chǔ)量豐度低等原因，多年來(lái)相關(guān)研究較少，對(duì)油水同層認(rèn)識(shí)不夠深入[1]。目前油田開(kāi)發(fā)已經(jīng)進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)后期，有必要對(duì)油水同層有新的認(rèn)識(shí),這對(duì)于準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)油藏、指導(dǎo)油田開(kāi)發(fā)挖潛均具有重要的意義[2]。

1 高臺(tái)子油水同層發(fā)育及分布特點(diǎn)

1.1 高臺(tái)子油水同層發(fā)育及分布特點(diǎn)

南二、三區(qū)高臺(tái)子油水同層以主要以泥質(zhì)粉砂巖、鈣質(zhì)粉砂巖和粉砂巖為主，孔隙度變化范圍為15.0%～25.0%，滲透率變化范圍為（1～500）×10-3μm2，原油粘度為25.6～49.5 mPa·s，凝固點(diǎn)32～33 ℃，水型為NaHCO3型，地層水礦化度5 570～8 550 mg/L。隨著巖性由泥質(zhì)粉砂巖到粉砂巖變化，孔隙度和滲透率值逐漸增高，含油產(chǎn)狀級(jí)別逐漸增高，由油跡、油斑過(guò)渡到含油和飽含油。

1.2 高臺(tái)子油層沉積特征

高臺(tái)子油層是在總水退背景下，形成的一套砂泥巖頻繁交互的陸相湖盆河流—三角洲沉積體系，屬于白堊系泉頭組～青山口組一級(jí)復(fù)合沉積旋回的上部，為青山口組上部的二、三段沉積[3]。根據(jù)南二、三區(qū)高臺(tái)子油層砂體發(fā)育特點(diǎn)，在平面上可劃分出三角洲內(nèi)前緣和外前緣兩種亞相，根據(jù)單一三角洲旋回所處的沉積背景可進(jìn)一步劃分為7種沉積類型：枝狀三角洲砂體、枝—坨過(guò)渡狀三角洲砂體、坨狀三角洲砂體、厚而穩(wěn)定的外前緣席狀砂、薄而穩(wěn)定的外前緣席狀砂、薄而不穩(wěn)定的外前緣席狀砂、表外席狀砂。

1.3 高臺(tái)子油水界面特征

1.3.1 高臺(tái)子油水界面由北向南呈“∩”變化趨勢(shì)

基礎(chǔ)井網(wǎng)油底深度由北向南呈逐漸加深的趨勢(shì)，163～179排平均油底深度為1 170 m，180～196排平均油底深度為1 173 m，水頂平均深度為1 206 m。加密井網(wǎng)油底在構(gòu)造趨勢(shì)影響下由北向南呈“∩”趨勢(shì)（圖1），163～179排油底深度是逐漸加深的，平均油底深度為1 185 m，比基礎(chǔ)井網(wǎng)下移了14 m，180～196排呈逐漸下降的趨勢(shì)，平均油底深度1 184 m，比基礎(chǔ)井網(wǎng)下移了11 m，水頂深度基本保持不變。

圖1 南二、三區(qū)高臺(tái)子由北向南油底與水頂深度變化曲線Fig.1 The depth change curve of oil pan and the top water from north to south in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

圖2 南二三區(qū)高臺(tái)子由西向東油底與水頂深度變化曲線Fig.2 The depth change curve of oil pan and the top water from west to east in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

1.3.2 高臺(tái)子油水界面由西向東呈“∪”型變化趨勢(shì)基礎(chǔ)井網(wǎng)油底深度由西向東趨勢(shì)不明顯，加密井網(wǎng)的油底由西向東呈“∪”型趨勢(shì)（圖2），151～153列油底深度最淺，平均油底深度為1 179 m，水頂深度變化不大。

2 高臺(tái)子油水同層動(dòng)用狀況及潛力分析

2.1 油水同層的動(dòng)用狀況

在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合測(cè)井資料及動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，綜合分析了油水同層的動(dòng)用狀況并落實(shí)了剩余油潛力。

2.1.1 高臺(tái)子油水同層部分層段已經(jīng)動(dòng)用

全區(qū)共有1 110口油水井鉆遇油水同層，占總井?dāng)?shù)的75.92%，其中370口油水井射開(kāi)油水同層，占鉆遇總井?dāng)?shù)的33.64%，油水同層段鉆遇砂巖厚度7 719.2 m，有效厚度1507.7 m，射開(kāi)同層段砂巖厚度1 124.5 m，占鉆遇砂巖厚度的14.57%，射開(kāi)有效厚度346.7 m，占鉆遇有效厚度的22.99%。也就是說(shuō)南二、三區(qū)高臺(tái)子鉆遇油水同層的井已有近15%的砂巖和23%有效厚度投入開(kāi)發(fā)。

2.1.2 高臺(tái)子油水同層動(dòng)用程度比純油層差

統(tǒng)計(jì)1999年以來(lái)的127井次找水資料，油水同層僅動(dòng)用 46井次。從產(chǎn)液強(qiáng)度上來(lái)看，純油層的產(chǎn)液強(qiáng)度為4.4 t/(d·m)，油水同層的產(chǎn)液強(qiáng)度為3.2 t/(d·m)，比純油層低1.2 t/(d·m)

2.2 油水同層潛力分析

2.2.1 油水同層地質(zhì)儲(chǔ)量及縱向分布

統(tǒng)計(jì)全區(qū)純油層的地質(zhì)儲(chǔ)量為6747×104t，油水同層的地質(zhì)儲(chǔ)量為322×104t，占全區(qū)總地質(zhì)儲(chǔ)量的4.55%，其中油水同層儲(chǔ)量縱向上主要分布在高Ⅰ組和高Ⅲ組，占全區(qū)總地質(zhì)儲(chǔ)量的3.48%．

2.2.2 油水同層含水低于全井含水

薩南開(kāi)發(fā)區(qū)已經(jīng)進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段后期，油水同層目前的含水對(duì)全井的含水的影響程度與開(kāi)發(fā)初期相比已有所不同。統(tǒng)計(jì)南二三區(qū)高臺(tái)子1999年至2008年27口井找水資料顯示，2003年以前，油水同層段含水高于全井含水，2003年以后，油水同層段的含水低于全井含水．

3 高臺(tái)子油水同層挖潛界限

3.1 利用找水資料確定挖潛界限

隨著注水開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，油水同層的含水也將上升，如果在短期內(nèi)含水快速上升的情況下是沒(méi)有多大開(kāi)采價(jià)值的[4]，因此，對(duì)南二、三區(qū)高臺(tái)子油水同層補(bǔ)開(kāi)比例大、油水同層動(dòng)用后全井含水高的27口井找水資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析。

如圖3所示，油水同層含水與油水同層射開(kāi)比例呈正相關(guān)性，同層射開(kāi)比例越高，含水也越高。當(dāng)油水同層補(bǔ)孔比例小于49.34%時(shí)，油水同層的含水小于85.5%；當(dāng)油水同層補(bǔ)孔比例50%～65%時(shí)，油水同層的含水在85.5%～90%之間；當(dāng)油水同層補(bǔ)孔比例大于65%時(shí)，油水同層的含水大于91.0%。

可見(jiàn)，在不同含水階段，可以采取不同的挖潛深度，已確保油水同層潛力得到充分動(dòng)用。

圖3 南二、三區(qū)高臺(tái)子油水同層射開(kāi)比例與油水同層含水關(guān)系散點(diǎn)圖Fig.3 The scatter diagram between the relationship of water content percentage and perforation percentage in oil-water layer in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

3.2 利用試油資料確定挖潛界限

為落實(shí)不同深度油水同層產(chǎn)油能力和含水級(jí)別，2004年對(duì)薩高164～154進(jìn)行試油。第一段射孔深度1 189.1～1 187.0 m，抽汲15周期后產(chǎn)油0.418 t，產(chǎn)水0.217 t，含水34.17%；第二段深度1 193.2～1 192.6m，抽汲12周期后產(chǎn)油6.047 t，產(chǎn)水0.03 t，含水0.49%；第三段深度1 195.7～1 198.3 m，抽汲19周期后產(chǎn)油6.234 t，產(chǎn)水0.064 m3，含水1.02%；第四段深度1 205.4～1 207.6 m，日產(chǎn)油花，抽汲19周期后產(chǎn)水10.346 m3，含水100%。

3.3 利用碳氧比能譜測(cè)井資料確定挖潛界限

碳氧比能譜測(cè)井是目前低礦化度地層水油田鋼套管井里確定油水飽和度的唯一方法[5]。根據(jù)統(tǒng)計(jì)的7口碳氧比能譜測(cè)井解釋資料顯示，當(dāng)距離油底深度小于10.5 m時(shí)，C/0含水飽和度小于60%，產(chǎn)水率小于70.2%；當(dāng)距離油底深度大于14.1 m時(shí)，C/0含水飽和度范圍 64.2%～71.4%，產(chǎn)水率可達(dá)89.3%。

4 結(jié) 論

（1）高臺(tái)子油水界面由北向南呈“∩”變化趨勢(shì)，由西向東呈“∪”型變化趨勢(shì)；

（2）油水同層部分層段已經(jīng)動(dòng)用，油水同層動(dòng)用程度比純油層差；

（3）油水界面儲(chǔ)量縱向上主要分布在高Ⅰ組和高Ⅲ組，油水同層含水低于全井含水；

（4）剩余油類型主要以注采不完善型為主，需要通過(guò)完善注采關(guān)系來(lái)進(jìn)一步提高油水同層的動(dòng)用程度；

（5）現(xiàn)階段可以對(duì)油水同層補(bǔ)開(kāi)的不同比例及挖潛深度界限，確保油水同層潛力得到充分動(dòng)用。

［1］劉巍．油水同層潛力分析[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，1998，19(1)：19-21．

［2］林景曄，黎文，周宏敏.油水同層產(chǎn)水率計(jì)算方法[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，1998， 17(1)：21-25.

［3］楊玉芳，韓云潔，鐘建華， 周永炳， 陳志鵬．松遼盆地長(zhǎng)垣以西高臺(tái)子油層沉積特征與油氣分布規(guī)律[J].地質(zhì)學(xué)報(bào)，2011，28（1）：35-36

［4］梁淑琴．薩中開(kāi)發(fā)區(qū)高臺(tái)子油水同層補(bǔ)孔實(shí)踐及認(rèn)識(shí)[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2005，14（3）:24-26

［5］金賢鎬，淺談碳氧比能譜測(cè)井原理及其應(yīng)用[J].國(guó)外測(cè)井技術(shù)，2007，11（2）:14-16．

Analysis on Latent Capacity of Tapping Potential and Boundaries in Oil-water Layer in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi Block

LIU Yan，WANGWen-guang
（School of Earth Sciences , Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

Based on precise mastery of the geological condition, developmental and distributional characteristics of oil-water layer in Gao Taizi oil layer were analyzed as well as reservoir producing contidion and latent capacity by using dynamic and static geological data including core, mud logging, well logging and well testing. Meanwhile, the reperforating boundaries of Gaotaizi oil-water layer were defined by data analysis, such as water exploration, well testing and carbon oxygen spectral logging. The results show that, oil-water interface presents the trend like “∩” from north to south,and “∪”from west to east; part of oil-water layer has been exploited, the exploiting situation of oil-water layer is worse than that of oil layer; The reserves of vertical oil-water interface are mainly distributed in Group Gao Ⅰand Ⅲ,the water content of oil-water layer is lower than that of the whole well; The remaining oil was mainly caused by incomplete injection-production, the exploiting efficiency could be increased by improving the releationship between injection and production; The percentage of reperforation and depth of tapping the potential in oil-water layer have be determined, which can ensure the latent capacity of oil-water layer to be fully exploited.

Oil layer of gaotaizi；Oil-water layer；Latent capacity of tapping potential；Boundaries of tapping potential

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）04-0763-03

2014-11-15

劉言（1984-），女，黑龍江大慶人，碩士研究生，研究方向：油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)。E-mail：zhoujingbin11＠126.com。