稀油復(fù)雜斷塊綜合地質(zhì)研究及潛力分析

沈塵

摘 要：以錦29塊杜家臺油層為例進(jìn)行闡述。錦29塊杜家臺油層，埋藏深，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，且物性差。分析認(rèn)為，造成斷塊開發(fā)效果差的主要原因是原開發(fā)方式不合理，構(gòu)造、“四性”關(guān)系及油氣水分布等地質(zhì)特征落實程度偏低。為有效挖掘其剩余油氣潛力，有必要對其進(jìn)行綜合地質(zhì)研究并提出下步對策，最大限度的提高采收率。

關(guān)鍵詞：埋藏深;構(gòu)造復(fù)雜;采油速度;油氣水分布

1概況

錦29塊位于歡喜嶺油田西南部大凌河以西地區(qū)，西靠錦38塊，南靠錦136塊，北與錦2-6-9塊相鄰，構(gòu)造面積16.4 km2。杜家臺油層含油面積1.67km2，原油地質(zhì)儲量231×104t，油藏埋深-2850～-3200m。

2 油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識

2.1 地層發(fā)育特征及層組劃分

錦29塊地層層序自下而上為白堊系的紅色砂質(zhì)泥巖構(gòu)成基底地層，下第三系沙河街組、東營組，上第三系館陶組、明化鎮(zhèn)組，第四系平原組。下第三系沙河街組自上而下劃分為四個段，其中沙四段為本次工作的目的層。

杜家臺油層可劃分為杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ和杜Ⅳ四個油層組，14個砂巖組，其中前三個油組含油氣，第四個油組不含油氣。

2.2 構(gòu)造特征

錦29塊是被錦2-14-23北斷層、錦15-26南斷層所夾持的一個長條型構(gòu)造。其內(nèi)部被5條斷層切割成五個小斷塊。其中錦2-15-25塊構(gòu)造走向為北東向，構(gòu)造高點在錦2-15-025井附近，地層傾角4o左右，閉合高度70m，斷層對油氣起著封隔作用。

2.3 儲層特征

本套儲層巖性為一套含礫砂巖，粗～細(xì)砂巖，夾暗色泥巖組合。巖石成分以石英、長石為主。巖石類型屬于巖屑質(zhì)長石砂巖和混合砂巖。

縱向上砂體長期發(fā)育反復(fù)迭加呈互層狀，單砂層厚度變化較大，最厚35.4m，最薄僅為0.6m，一般2～6m。在平面上砂體呈南北向展布，即主體相帶部位砂層發(fā)育，非主體相帶部位砂層厚度較薄。總體來說，砂體較發(fā)育，平均砂巖百分含量為66%，沿沉積方向砂體連續(xù)性好，橫向連續(xù)性差，疊加砂體厚度大，分布面積廣。

2.4 油氣分布規(guī)律及油藏類型

錦29塊杜家臺油層在平面上分布狀況很不均勻，相互差異很大。油層主要分布在錦2-15-25斷塊上，錦18-27斷塊上油層最薄。錦2-15-25塊油層平均有效厚度為42.6m，最薄為3.4m。平面上構(gòu)造高部位油層發(fā)育，一般單井油層有效厚度均大于20m，構(gòu)造兩翼部位油層較薄，一般油井油層有效厚度小于20 m，甚至不發(fā)育油層。同時油層受沉積微相控制明顯，分流河道和河口砂壩微相油層發(fā)育，分流間和前緣薄層砂微相油層不發(fā)育或呈土豆?fàn)罘植肌?/p>

縱向上，本區(qū)杜家臺油層埋藏較深，埋藏深度為-2850～-3200m，單井平均有效厚度33.0m，單層厚度較薄，最厚6.2m，最薄0.6m，一般1～3m。整體看來，油層變化較大。

該塊杜家臺油層油氣水關(guān)系十分復(fù)雜，以斷塊油藏為主，低斷塊的構(gòu)造高部位油層發(fā)育，高斷塊的油氣層均發(fā)育，斷層對油氣起控制和封隔作用。不同斷塊油氣水界面有差別。錦15-26塊有一套油水界面，錦2-15-25塊有兩套氣油界面，錦2-12-523塊有一套氣油界面。其余則主要受巖性控制，為層狀巖性油藏。

2.5地層溫度及壓力

斷塊原始地層壓力為34.3Mpa，飽和壓力為25.07MPa，壓力系數(shù)為1.07，油層溫度110℃，原始油氣比為345m3/t，原油體積系數(shù)為1.553，綜合壓縮系數(shù)為23.07×10-3。

2.6流體性質(zhì)

原油性質(zhì)好，20℃時原油密度0.8277g/cm3，50℃時原油粘度3.39mPa.s，地下原油粘度<0.5mpa.s，地下原油密度為0.6119 g/cm3，凝固點22.6℃，含蠟量4.48%，含膠質(zhì)4.31%，參照油氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)，該塊可歸類為輕質(zhì)油藏（輕質(zhì)油藏也稱為揮發(fā)性油藏及高收縮性油氣藏）。地層水類型為NaHCO3型，總礦化度5539mg/l。

2.7儲量計算

計算的石油地質(zhì)儲量與上報儲量相比，減少了25.2×104t，天然氣地質(zhì)儲量比上報儲量多了1.9×108m3。

3 開發(fā)現(xiàn)狀

目前，斷塊油井7口，開井3口，日產(chǎn)液7.8 m3，日產(chǎn)油3.9t，綜合含水50%，采油速度0.02%，累產(chǎn)油10.3×104t，累產(chǎn)氣2.3×108m3，累產(chǎn)水4.4×104m3，采出程度4.47%，天然氣采出程度23.59%。

4 斷塊開發(fā)效果評價

多數(shù)油井初期自噴，但產(chǎn)量遞減快;具有溶解氣驅(qū)特征;邊底水不活躍;油井大井段合采，供液能力不足;儲層物性、油層發(fā)育狀況是制約斷塊產(chǎn)量的決定因素;斷塊以往油層改造效果較差。

5 斷塊注水開發(fā)方式研究

綜上所述，該斷塊天然能量不足，邊低水不活躍，同時儲層物性差，導(dǎo)致油田的一次采收率低。因此，在開發(fā)上，應(yīng)及時補(bǔ)充地層能量，恢復(fù)地層壓力，并實施儲層物性改造，以提高油田最終采收率。

5.1注水開發(fā)有利因素

5.1.1原油性質(zhì)有利于注水開發(fā)

錦29塊杜家臺油層20℃時原油密度為0.8277g/cm3，50℃時原油粘度為3.39mPa.s，凝固點22.6℃，含蠟量4.48%，含膠質(zhì)4.31%，原油性質(zhì)較好，為稀油，有利于注水開發(fā)。

5.1.2砂體的連通狀況有利于注水開發(fā)

據(jù)目前所有完鉆井統(tǒng)計，杜家臺油層砂層連通系數(shù)75%，油層連通系數(shù)66%。主力油層砂層連通狀況較好，有利于注水開發(fā)。

5.1.3水驅(qū)采收率預(yù)測較高

采用多種水驅(qū)砂巖采收率經(jīng)驗公式，預(yù)測該塊注水開發(fā)最終采收率平均為21.5%，比天然能量開發(fā)提高11.8個百分點。

5.2注水開發(fā)的不利因素分析

5.2.1儲層非均質(zhì)嚴(yán)重，注水開發(fā)難度大

5.2.2泥質(zhì)含量高，對注水開發(fā)影響大

5.2.3油層已脫氣，注水時機(jī)已過

斷塊各層系氣均已動用，油層已嚴(yán)重脫氣，該類油藏需早期注水保持地層能量，目前注水時機(jī)已過，實施注水開發(fā)存在較大的風(fēng)險（杜Ⅰ油組主要為氣，采用注水開發(fā)顯然很難見到注水開發(fā)效果）。

6 結(jié)論及建議

6.1“CaF2”是導(dǎo)致杜家臺油層酸化差的主要原因，歡西油田杜家臺油層含鈣高均不適合土酸酸化解堵。

6.2結(jié)合斷塊流體性質(zhì)等地質(zhì)特征，分析了斷塊水驅(qū)適應(yīng)性。