高場油田剩余油潛力分析

周艷

摘 要：高場油田從1984年投入開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水期開發(fā)階段，地質(zhì)儲量的采出程度已達(dá)到40.96%，措施潛力越來越小，挖潛難度越來越大，因此研究現(xiàn)階段油田剩余油分布及潛力，對油田開發(fā)后期的穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要。本文從剩余油分布規(guī)律及特點出發(fā)，結(jié)合高場油田的實際開發(fā)情況，從縱向上，平面上，描述剩余油分布特點，提出潛力區(qū)。

關(guān)鍵詞：高場油田;中高滲復(fù)雜斷塊油藏;特高含水期;剩余油研究

前言

高場油田構(gòu)造處于江漢盆地潛江凹陷王場—廣華—浩口斷裂構(gòu)造帶西段，為浩口大斷層上升盤的多個小型斷鼻構(gòu)造組成，區(qū)內(nèi)小斷層發(fā)育，走向近北東向。含油層系主要分布潛31、32、33、34、41、42六套油組，儲層平均孔隙度為25.9%，滲透率1530md，屬于中高孔、中高滲儲層。截止2016年底，已動用含油面積1.7km2，地質(zhì)儲量202.0×104t，可采儲量93.35×104t，標(biāo)定采收率46.21%。1984年投入開發(fā)，由于邊水活躍，油井見水快，目前綜合含水已達(dá)到95.17%，進(jìn)入特高含水期開發(fā)階段，地質(zhì)儲量的采出程度已達(dá)到40.96%，挖潛難度越來越大，因此研究現(xiàn)階段油田剩余油分布及潛力，對后期油田的穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要。

一、剩余油分布特點

剩余油分布一般具有以下兩個特點：①縱向上，受層間差異影響，主要分布在物性相對較差的低滲透層中，或注采不完善的砂體中，通常為大范圍分布，后期可考慮整體動用。②平面上，受平面非均質(zhì)性影響，主要分布在邊水或注水未波及的區(qū)域，包括物性較差區(qū)域及注水的非主流線區(qū)，通常呈條帶狀或孤島狀。

二、剩余油分布影響因素

根據(jù)剩余油分布特點，結(jié)合高場油田實際情況，從構(gòu)造、地質(zhì)及工程三個方面著手，研究油田的剩余油分布特點，并進(jìn)行剩余油描述。

（一）構(gòu)造因素

高場油田主體構(gòu)造受浩口大斷層的控制，為浩口北掉的反向正斷層封閉的鼻狀構(gòu)造，該斷層對高場油田的油氣聚集，起著嚴(yán)格的控制作用。其余斷層則斷距較小，延伸較短，分布方向與浩口大斷層斜交或平行，將油田切割成幾個斷塊，對油氣的分布起一定的控制作用，使高場構(gòu)造復(fù)雜化。由于通過地震手段難以識別區(qū)內(nèi)斷距較小的次級斷層，目前主要依靠小層精細(xì)對比，測井曲線解釋，以及動態(tài)分析等方法，綜合勾勒出構(gòu)造形態(tài)。但由于斷層發(fā)育，導(dǎo)致無法精確的與地下形態(tài)吻合，導(dǎo)致部分新井實鉆后斷失目的層。如2009年高26CZ井，該井利用高26井向高部位側(cè)鉆，鉆至潛34油組底部時遇到小斷層，斷失潛411砂體，對比高46斜-3井，斷距僅8m。

而復(fù)雜斷塊油藏，尤其是像高場油田邊水活躍的油藏，在特高含水期，對構(gòu)造的精細(xì)描述尤為重要。通常剩余油富集區(qū)集中在具有封閉性的斷層、斷面上具有鼻狀突起區(qū)域和較高的區(qū)域。

（二）地質(zhì)因素

從縱向上看，由于油田層系較多，層間存在物性差異，產(chǎn)能不一。根據(jù)油井早期試油試采資料，其中潛31、32油組產(chǎn)能較高，分別為29.2t/d、22.4t/d，潛34油組產(chǎn)能為12.7t/d，而潛41油組產(chǎn)能僅9.0t/d。從上至下，物性逐漸變差，部分砂體（如潛341，潛413）部分區(qū)域需要配合酸化、壓裂等措施改造。目前油田32口油井中僅12口單采井，合采井占62.5%。合采井中物性差的砂體勢必會受到物性好的砂體抑制，無法發(fā)揮相對較差層的生產(chǎn)能力，導(dǎo)致層間剩余油富集。通過對各井產(chǎn)量劈分至單砂體，量化各砂體剩余地質(zhì)儲量，圖1結(jié)果顯示，潛411、343，341等砂體仍有較大的挖潛空間。

從平面上看，水線的推進(jìn)方向與平面水淹狀態(tài)，與平面物性分布呈正相關(guān)，剩余油富集區(qū)主要集中在平面物性較差的區(qū)域。以潛411砂體為例，原認(rèn)識高11井區(qū)內(nèi)該砂體已大面積水淹，2007年新鉆高11斜-1也證實該砂體水淹嚴(yán)重。但2013年在該砂體低部位新鉆的高19斜-3井，測井顯示該砂體為油層，泥質(zhì)含量重，且聲波時差與補償密度呈反向，物性較差，射孔投產(chǎn)時初期產(chǎn)量3.0t/d，不含水，但生產(chǎn)一直非常穩(wěn)定，2019年11月，該井日產(chǎn)油仍然保持在3.0t/d以上，累積產(chǎn)油2905噸。該井與原注水井高19井井距僅100m，比高19井砂頂垂深還低4m，而高19在該砂體上累計注水達(dá)15.7萬方，這一現(xiàn)象違背了原大面水淹的認(rèn)識。給予了新的啟示，雖然有邊水及注水的雙向影響，但水線推進(jìn)主要沿著物性優(yōu)勢區(qū)，物性差的區(qū)域不見水或見水程度低，后期有極大潛力可挖。

（三）工程因素

油井因套損或井下落物導(dǎo)致不能生產(chǎn)時，即損失了生產(chǎn)點，儲量控制程度降低，形成剩余油。而高場油田地層水礦化度高達(dá)27.4*104mg/l，氯離子含量在16.0-18.0*104mg/l，地層結(jié)鹽嚴(yán)重，管柱下井時間長易造成管卡。如高40井，該井正常生產(chǎn)時日產(chǎn)油量穩(wěn)定在3.0t/d，2015年8月檢泵時發(fā)現(xiàn)套管變形，導(dǎo)致井下落物無法生產(chǎn)。經(jīng)論證，小層精細(xì)對比，對鄰井高19斜-7采取補孔措施替代高40井，恢復(fù)了對潛3132油組的儲量控制程度，日增油4.0t/d，取得了較好效果。

三、下步潛力分析

根據(jù)高場油田剩余油分布規(guī)律，發(fā)現(xiàn)不論從縱向上，還是平面上，潛411是目前剩余油富集較多的砂體，因此下步挖潛方向主要以該砂體為主。

（一）精細(xì)儲層構(gòu)造認(rèn)識

高19斜-7原為高11井區(qū)的構(gòu)造最高點，而測井曲線顯示，該層深側(cè)向僅1.18Ω·m，為高水淹層，射孔后日產(chǎn)液量18.2t，含水94.6%，日產(chǎn)油量僅1.0t，與測井解釋相符。而相對構(gòu)造位置稍低的高45井生產(chǎn)該層僅1年時間，1992年1月已封堵該層，因此認(rèn)為高19斜-7的高水淹存在疑點。通過小層精細(xì)對比，尤其是斷層附近的油井，對比發(fā)現(xiàn)潛33下為5套完整的鹽韻律層，而高19斜-7缺失了一套，高11斜-1及高45完整。在斷層以北的區(qū)域，高29井主吸水為411層，且長期保持穩(wěn)定注水，因此綜合分析高19斜-7在潛33下斷失，潛411砂體分布在斷層以北。而斷層以南的區(qū)域構(gòu)造形態(tài)發(fā)生變化，構(gòu)造高部位無井控制，下步可鉆新井控制高點。

（二）平面水線推進(jìn)特征

對所有鉆遇潛411砂體的井進(jìn)行物性參數(shù)統(tǒng)計，將聲波時差劃分為3個等級，勾勒出砂體聲波等值填充圖，發(fā)現(xiàn)分布在斷層兩側(cè)的井物性最好，向外次之，邊部及腰部較差。結(jié)合注采實際情況，將含水率也劃分為4個等級，做出含水分級圖及剩余油分布圖，與平面物性分布基本吻合。綜合以上圖件，可得出該砂體剩余油在平面上主要分布在物性較差的邊部及腰部區(qū)域。其中高11井區(qū)內(nèi)，除了少數(shù)水淹區(qū)外，大部分井因物性差未動用該砂體。位于油水邊界附近的高11井，在1981年試油潛411.3層時，抽汲1500m/60次，日產(chǎn)油12.3方，水0.4方，表明了物性較差的層也有一定產(chǎn)能。結(jié)合目前單采井高19斜-3，證實物性較差層，雖然產(chǎn)能不高，但水淹風(fēng)險小，穩(wěn)產(chǎn)時間長，尤其是高11井區(qū)內(nèi)，目前僅1口井生產(chǎn)，井網(wǎng)控制程度低。下步建議對高11井采取復(fù)射，在腰部物性差的區(qū)域部署新井高11-3，動用該砂體，提高儲量的控制程度，挖潛剩余油。

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