稀油复杂断块地质特征再认识和挖潜对策探究

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1、稀油复杂断块地质特征再认识和挖潜对策探究　　摘要：锦2-6-9块大凌河油层位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡欢西油田下台阶，为一稀油复杂断块油藏。1979年投入开发，至1991年便进入低速开发阶段，采油速度在0.1%以下，断块采出程度为17.5%，断块面临地层压力低、断块产能低，开发效果差及下步挖潜方向不清等问题。通过开展油藏精细描述，进行构造、沉积相等地质特征研究和油藏开发研究，找到了断块潜力区并提出了下步挖潜对策，为油藏挖潜提供了理论依据。关键词：大凌河油层地质特征开发特征剩余油分布挖潜对策一、地质概况锦2-6-9块大凌河油层位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡欢西油田下台阶，北与锦16块、南与锦29

2、块相邻，断块含油面积2.34Km2，石油地质储量310×104t，气顶气储量4.48×108m3，溶解气储量8.6×108m3，地层原油粘度为0.5mPa.s，地面原油粘度2.28mPa.s，原始地层压力28.4MPa，饱和压力24.1MPa，地饱压差为4.3MPa，压力系数1.08，原始气油比276m3/t。二、地质特征再认识[1]61.层组划分以沉积旋回为基础，以标志层控制，根据岩性组合及电性特征进行逐级划分对比，将主要的含油油层组大Ⅱ细分为12个小层，大Ⅲ细分为17个小层。2.构造特征锦2-6-9块大凌河油层构造特征为一由周围四条断层夹持的近封闭棱形的断鼻构造，内部由3条次级断层将

3、断块分为四个次级断块，断块整体形态西北高东南低，构造高点位于西北部，地层倾向东南，倾角14o～18o，断块构造面积5.5Km2。3.沉积相特征锦2-6-9块大凌河油层是在半深一深水的湖体环境下的浊流沉积体，主要发育有辫状分支河道、河道坝、河道边滩、扇缘薄层砂等微相。4.储层展布特征锦2-6-9块大凌河油层砂体发育受沉积环境的影响，表现出了明显的浊流沉积的特点，即沿主河道砂体发育很厚，并向河道两侧迅速减薄。5.油水分布控制因素及油气层发育特征[2]锦2-6-9块大凌河油层各油层组油气层发育受构造及岩性双重控制，表现为在砂体发育的构造高部位油气层发育相对较厚，并向砂体不发育区和构造低部位逐渐

4、变薄。6三、开发特征及效果评价1.不同部位油层产能及生产效果差别较大由于锦2-6-9块大凌河油层为深水浊流沉积，储层沉积速度快，储层在横向上厚度、物性均变化较快，使得断块主体部位的油井油层厚度大，储层物性好，生产动态表现为产能较高，生产效果良好，投产后均自喷生产，平均自喷期长达37.2个月，平均产油强度达2.1t/m，产液强度2.2m3/m。而靠近边部的油井油层厚度小，储层物性差，生产动态表现为产能较低，生产效果较差，投产后均下泵投产，其平均产油强度仅0.3t/m，产液强度仅0.5m3/m。2.压力下降快，油层脱气严重，油井产量递减快断块原始地层压力28.1MPa，饱和压力24.1MPa

5、，原始油气比为276m3/t，由于水井不吸水或纵向上吸水严重不均，水驱储量控制程度低，地层压力下降快，地层脱气越来越严重，生产动态表现为断块产能下降快，生产油气比升高。3.水驱储量控制程度低尽管断块实施了早期注水，曾经有九口井进行了转注，但一方面由于大部分水井转注后吸水很差累积注入353.2×104m3水大部分在个别井点，如锦2-丙6-13井累积注水量达113.5×104m3，占全块总注水量的32.6%，另一方面由于早期水井因工艺6不过关未实施分注，水井纵向上吸水严重不均，通过对历年来注水井吸水剖面进行统计，其总吸水厚度仅占射开厚度的31.6%，主力吸水厚度占射开厚度的19.1%，从而造

6、成其水驱储量控制程度很低。4.一次采收率高由于早期水驱控制程度很低，水驱效果对油藏开发贡献较小，因此认为，锦2-6-9块大凌河油层驱动类型主要应是溶解气驱，采用了溶解气驱法对油藏采收率进行预测，预测结果为溶解气驱采收率20.7%，目前该块采出程度已达18.7%，因此，其一次采收率较高。5.早期注水初期见到初步效果从锦2-6-9块大凌河油层注水初期情况看，还是见到了一定效果，但增油时间较短，分析认为主要是由于水井配水时按全射开井段配水，但是由于各小层间储层物性差异，吸水厚度往往仅占注水厚度的20～30%，这样造成水井单层注水强度过大，单层突进现象加剧，这样就不符合该类油藏后期需要温和注水的

7、原则，造成油井受效一段时间后便受效层水淹，未受效层不出液的现象。四、下步挖潜方向1.转注水开发具有一定潜力6由于锦2-6-9块大凌河油层井注采井网不完善，早期采用笼统方式注水纵向上吸水严重不均，水驱储量控制程度较低，未见到明显的注水效果。但从锦2-8-011井组早期生产效果看，油藏转注水开发可以提高油藏采收率。下步在完善注采井网的条件下，可通过转注、分注及增注等措施实现油藏二次采油，提高油藏开发效果。2.锦31块大Ⅲ油层组还具一定潜