海南油田低部位油層挖潛研究實踐

摘要：海南油田主力油層動用程度已達到80%，動用程度較高，目前剩余層基本上為處于構造低部位且測井解釋較差的低品位層，導致了近年來調補層挖潛措施效果逐年變差。通過對低部位油層的挖潛，有效改善了部分油井低產低液的矛盾狀況，完善了井組的注采對應關系，提高了井組的水驅效率。

關鍵詞：低部位油層;剩余油分布;油水關系

1.概況

海南3斷塊屬于海油陸采，采用人工砂石平臺、叢式定向斜井開發，其地理位置處于遼東灣北部淺海灘涂區域，在構造上處于遼河盆地南端、海月構造帶北端。構造較破碎，主要發育北東—南西走向2條主干斷層，同時內部發育12條小次級斷層，將該區塊分割成11個四級構造單元。開發層位為新生界下第三系的東營組。含油、氣井段長度300-330m，發育45個含油砂體，油層厚度1-5米之間，普遍小于2米。

2.存在的主要問題

一是海南3斷塊經過20多年的注水開發，水驅效果逐漸變差，由于儲層物性差異大，導致了平面、層間、層內三大矛盾更加嚴重，水驅受效不均，在油井上表現為產液量、含水兩極分化十分普遍且嚴重。

二是主力油層的動用程度已高達80%，目前剩余層基本上為處于構造低部位且測井解釋較差的低電阻低品位層，導致了近年來調補層挖潛措施效果逐年變差，平均單井年措施累增油從500多噸降至目前的不到200噸。

3.油田水淹現狀研究與低部位油層潛力分析

通過擴邊開發，海南3斷塊含水率基本穩定，根據各年新井投產狀況看，開發層位均為主力油層，基本不含水，含水上升率較慢，大部分井低含水期較長，后期主要為注水受效，導致含水率上升。海南油田具有統一的油水界面，但經過24年開發，各砂巖組動用程度及邊水能量不同影響，不同井區的油水界面出現了明顯的差異。如海南19-25井區、海南27-15井區油水界面分別上升至-2306.5m和-2303.4m。由于次級斷層作用，四級斷塊內油水界面并不統一，而低部位儲層油水界面并未確定，經過分析認為，海南3斷塊含水上升率上升較快，主要為注水開發后注水受效所致，擴邊井未探到邊緣，地層能量為原始地層壓力的96%，具有挖潛潛力;同時構造邊部及四級斷塊內構造高部位的非主力油層，受四級斷層控制，微構造略抬高，局部油水界面不統一，低部位儲層具有一定潛力。

4.低部位油層挖潛實施效果

主要選取低產井、長停井作為實施對象，對構造低部弱水淹區域儲層開展小層對比分析，復查“三老資料”，最終選取海南13-5、9-7井作為先期實施對象。

海南13-5井生產層位為東三段，從2507.6-2659m有良好的油氣顯示，潛力分析如下：

1）剩余油層潛力分析

從測井資料看，目前剩余油層、低產油層和油水同層共29m/13層，通過四性關系分析，同時結合測井、錄井資料進行綜合論證如下：

（1）含油級別與主力油層接近。從錄井資料看，剩余油層含油砂巖巖性圴為淺色熒光粉砂巖、淺色油跡粉砂巖，含油級別與主力油層巖性、熒光顯示級別差異不大;

（2）油層厚度、含油飽和度相對較高。剩余潛力層最薄的0.5m，最厚的4.9米，一般厚度2.0-3.0m;含油飽和度平均21.5%，最高59.2%，具有一定的物質基礎;

（3）電阻率、聲波時差相對較高。根據資料證實，海南1 塊油層電阻率≥6歐姆、聲波時差≥280.0 us/m的油層均出油且生產效果較好。而剩余油層電阻率一般6.0-14.0Ω.m，聲波時差平均283.6 us/m，最高317.3 us/m，未動用差油層仍具有較大的潛力。

通過分析，認為剩余油層中9、10、31-35號層具有較高的潛力。

2）臨井對比分析

一是測井及錄井資料參數對比。海南13-5井測井電阻率，聲波時差、滲透率、含油飽和度等參數與海南12-10井對應層位相當，但錄井熒光級別稍低;與海南11-7井測井及錄井資料參數接近。

二是生產情況分析。海南13-5井剩余潛力層31-35號，其相鄰井對應層位射開后，初期日產油49t、日產氣5000m3。而下部的46號小層試采出水，水性分析結論為地層水，構造高度為-2351.5m，為油水界面處。

三是構造高度對比。海南13-5井3油組比海南11-7井低15m，比海南12-10井高9m。由于海南11-7井65號小層出油，構造位置-2345.4m，而66號小層生產出水，構造位置為-2351.5m。分析認為海南13-5井31、32、33層與海南11-7井61、62、63小層對應，13-5井33號層構造高度為-2343.2m比11-7井65號層高2.2m所以應是油層，具有一定的潛力，而13-5井35號小層構造高度-2356.1接近油水界面，因此35-38號層生產風險較大。

綜合上述分析，對海南13-5井剩余潛力油層進行優化篩選后實施補層作業，層位d3Ⅲ33-2d3Ⅲ41-1，措施后日產油10.5t，對比日增油7.5 t，累計增油3600余噸。

海南9-7井與2009年9月投產，生產層位東三段，初期日產油20.5噸，生產兩年后日產液逐漸下降，目前低產低液間開生產。通過對該井與臨井物性、構造高度對比后認為，該井物性條件較好，且為局部構造高部位，低部位儲層極為發育。經過分析對海南9-7井補層合采，層位d3Ⅲ33-41，初期日產油11.0噸，日增油9噸，累計增油2890噸。

5.結論與認識

海南油田主力油層目前已基本上開發殆盡，剩余油層均為厚度薄、物性差、油水關系比較復雜的非主力油層，因此，通過對低部位低品位儲層挖潛的成功，為該油田下步剩余油層挖潛工作打開了新的局面，取得認識如下：

一是精細油藏地質分析為剩余油層挖潛、油層動態分析提供了理論依據。

二是擴邊井未探到邊緣，地層能量為原始地層壓力的95%，具有一定的潛力，主力區塊油井水淹為水驅見效，而非邊水上升所致。

三是受四級斷層控制，局部油水界面不統一，邊部微構造高點低部位的剩余油層具有較大潛力。

參考文獻：

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[3]朱旭，楊建梁。何旭東.油田注水開發方式研究[J]. 化學工程與裝備. 2019（12）.

作者簡介：

景越，男，1980年6月出生于遼寧省盤錦市，滿族，工程師，2007年畢業于大慶石油學院石油工程學院，目前任職遼河油田金海采油廠月海項目部地質技術骨干。