沙三段巖性油氣藏挖潛對策研究

張彩霞

摘要：錦X塊為由兩條近南北向斷層夾持的斷鼻構造，單井試采初期日產氣達到20000m/d以上，日產油20t/d以上，表明井區具有較大的油氣潛力。由于該塊為濁積巖沉積的巖性油氣藏，儲層橫向變化大，井區構造、儲層、及油氣水分布認識難度大，利用常規手段很難掌握儲層分布情況，本次研究利用三維地震精細解釋技術、儲層預測技術，結合現有的錄井、測井資料，落實構造、儲層發育及油水關系狀況，為斷塊下步挖潛提供依據。

關鍵詞：巖性油氣藏;儲層;油氣水關系;三維地震技術;儲層預測技術

1.前言

該塊1980年投入開發，初期采用邊部注水開發方式，初期投產的三口井日產油均在30t以上，同年投注邊部兩口井不吸水，累注水95方。88年全塊因供液差而停產，1993年部署新井一口，初期日產油58t，96年部署側鉆井一口，日產氣10000方，99年分別投產兩口井，投產后均高含水;2010年部署側鉆一口，初期日產油13t，日產氣11000方。目前全塊均已停產上返至興隆臺油層。從生產特征來看，區塊儲層變化大，地質認識不清，仍具有較大的潛力。

2.斷塊開發上的幾點認識

2.1區塊內油井投產初期產量較高，均自噴生產，日產油在30噸以上。累計產油量高，初期投產的三口井累計產油15.8萬噸，基本不含水，后期均因供液差而上返。

2.2水驅效果差，1980年投注一口井井，注不進，1981年轉注一口，累計注水20.62萬方，未見名顯效果，分析原因是砂體不連續。

2.3動態上認識砂體連通性差，從老井初期產能高，投產后遞減快，后期均供液差不出而停產，表明區塊地層能量嚴重不足，但后期調整部署井產能效果表明，部分區域仍然保持較高的地層能量，說明區塊砂體連通性較差。

3.斷塊二次開發研究

3.1地質特征再認識

3.1.1地層劃分對比

熱河臺油層劃分為Ⅰ、Ⅱ兩個油組，其中Ⅱ油組發育大套泥巖，儲層主要分布在Ⅰ油組，油層發育，Ⅰ油組劃分為Ⅰ-1和Ⅰ-2兩個砂巖組。

3.1.2構造落實

錦6塊熱河臺油層構造形態是由南北兩條斷層夾持的一個背斜圈閉，走向北東，構造高點靠近北斷層，地層產狀西陡東緩，形成西北高、東南低構造格局。

3.1.3儲層發育情況

熱河臺沉積時期，隨著水體的減退，北西向物源供給能量減弱，湖底扇進一步萎縮，扇體規模明顯變小，湖底扇外扇—深湖泥相范圍增大。受其影響，砂體分布范圍及累積厚度也逐步減小，沙三上熱河臺砂體沿西南向東北方向逐漸變薄，砂體的最厚部位在錦2-7-308井區附近，最大厚度有100米，在井區的東北部砂體發育較薄。研究工區內和各套含油層系比較，油氣層零星分布在各個井區，受構造和巖性雙重因素控制，油層厚度一般在10～50m。氣層厚度一般在5～15m。油層埋深在1970-2100m，含油井段長8-155m。單井油氣層最大厚度為63m，最薄為1.3m，單層油層最大厚度為19m，最小為1.0m，為中-厚層塊狀油藏。

熱河臺油層為構造—巖性油氣藏，油藏平面分布特征受沉積砂體及其微相帶分布、構造形態因素控制。其中油層平面分布以溝道砂體和溝道壩砂體的空間分布為油儲分布的主控因素，垂向上構造形態為油水邊界的控制因素，全區共發育5個單砂體，各砂體獨立成藏，有獨立的油氣界面和油水界面。油水最小流動單元為同一斷塊內同一溝道砂體。

從電測曲線及試油試采資料表明，垂向上油水分布有6種形式：1.全段存油，2.全段存氣，3.全段存水，4.上氣下油，5.上氣下水，6上水下油，由于巖性的制約，全塊無統一油水界面。

3.1.4 流體性質及高壓物性

地面原油密度0.8871g/cm，原油粘度7.56mpa·s，地層水總礦化度2427mg/L，水型為NaHCO。原始地層壓力18.1MPa，原始飽和壓力16.5MPa。

3.1.5儲量復算，斷塊潛力大

該區上報石油地質儲量47×10t，通過地質認識，含油面積增加0.15km，油層平均厚度為16.9m，區塊石油地質儲量為64.5×10t，含氣面積0.1km，氣層平均厚度為5.5m，區塊地質儲量為0.3775×10m。

3.2開展剩余油研究，實現斷塊二次復產

由于沙三段油氣藏的特點，砂巖透鏡體油氣藏，砂體連通性差，單砂體面積小，不適合注水等二次開發，自2010年以來，采用側鉆挖潛剩余油氣潛力效果顯著，共部署側鉆井3口，累產油7097噸，累產氣1253萬方。

（作者單位：中石油遼河油田公司錦州采油廠）