新沟油田提高采收率技术的探索与实践

2012-03-31秦雪辉

长江大学学报(自科版) 2012年28期

关键词：油组小层井网

秦雪辉

(中石化江汉油田分公司江汉采油厂, 湖北潜江 433123)

新沟油田提高采收率技术的探索与实践

秦雪辉

(中石化江汉油田分公司江汉采油厂, 湖北潜江 433123)

江汉油区新沟嘴组油藏资源量丰富，但受其地质条件影响，开发水平一直难以提高。新沟油田作为新沟嘴组“双低”开发单元的典型代表，具有地质构造复杂，纵向含油层系多且层间非均质性突出等特点。在复杂构造精细地震解释、储层展布特征及剩余油分布规律研究的基础上，有针对性的开展了综合调整对策及方案研究，通过现场实施，明显改善了新沟油田注水开发效果，油田采油速度和最终采收率得到大幅提升，对类似油藏的后期开发调整具有借鉴与指导意义。

新沟嘴组；构造特征；储层特征；剩余油分布；采收率

新沟嘴组油藏(新沟油田)资源量有6586×104t，目前已探明石油地质储量3830.34×104t，动用地质储量2481.02×104t，占江汉油区动用储量的22.3%。但受地质条件、开发方式等影响，新沟嘴组油藏年采油量仅12.20×104t，占江汉油区总产量的15.6%，标定采收率17.8%，远低于潜江组的38.8%。因此，切实有效地改善新沟嘴组油藏注水开发效果，提高最终采收率，是江汉油田实现可持续发展的重要攻关方向。

1 影响开发效果的主要因素

1.1 含油小层多，层间矛盾突出

新沟油田纵向上含油层系多，油层厚度小且物性差，含油层段跨度120m左右。早期投产时层位几乎全部射开，合采合注，油层动用程度高。受层间物性差异影响，纵向矛盾突出，加之油井投产时大都采取了压裂改造措施，使得主压开层位单一，加剧了纵向上各小层的产出差异。

1.2 注采井网不完善，地层亏空严重

2008年底，新沟油田注采井数比1∶5.4，27口油井中有19口无水井对应，水驱控制程度仅为29.5%。新沟油田原始地层压力为11.16MPa，目前地层压力仅为3.09MPa，油井大都表现出能量不足，低产低液，平均单井日产液3.0t。分析其原因，一方面是井下技术状况恶化，原有注采井网破坏严重；另一方面是因为断层发育，构造破碎，含油面积小，难以形成合理有效的注采井网。

1.3 剩余油分布复杂

从平面上看，区域内断层发育，油水分布情况复杂，纵向上层系发育且非均质性严重，经过长期注水开发和降压开采，单层出力状况和油水分布变化较快，加上缺乏系统的动态监测资料，使得剩余油分布状况更加难以分析判断。

2 构造特征研究

该区白垩系-下第三系断裂体系主要受多期构造运动控制，产生一系列褶皱和断裂，形成区内复杂的隆凹相间的构造格局[1]。通过地震精细解释，该区共落实大小断层100余条，主要发育北西、北东东和北东向3组断裂。由于形成应力机制的不同，使丫新低凸起东荆河断层以北断层多为北北西向、北北东向为主，新沟断垒西北部以北东向为主，而中部为2种应力机制结合的转换带，断层北东东向。该处断层基本上形成于荆沙期-潜江组时期。

该区断层主要有以下3个特点：断层活动期长，从白垩纪到晚第三纪，主要活动期为白垩纪和早第三纪荆沙组沉积时期；断层的剖面组合类型主要有断阶型和Y字型；根据平面展布特征可划分为北西向、北东向、北东东向3组断裂体系,呈雁列、斜列式展布。

3 储层特征研究

3.1 沉积相展布特征

新沟地区新沟嘴组下段物源主要来自西北方向的汉水物源，沉积体系在平面上总体从西北往东南依次发育三角洲前缘-滨浅湖-半深湖、深湖沉积，不同区域不同沉积时期各微相的发育程度不同[2]。从沉积微相类型来看，纵向上发育有三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝及滨浅湖滩砂、滩坝5种成因类型砂体；平面上近物源的西北部砂岩发育，厚度大，往东南逐渐减薄，物性变差，沉积微相变化较大：新一区新下段Ⅲ油组主要发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝，砂体分布范围较大，砂体连片性较好，新下段Ⅱ、新下段Ⅰ油组有滨浅湖滩砂、滩坝零星分布；新二区新下段Ⅲ油组以三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相为主，新下段Ⅰ油组主要发育滨浅湖滩砂、滩坝相，2个油组砂体均较为发育，新下段Ⅱ油组仅有滨浅湖滩砂、滩坝零星分布。

3.2 储层展布规律

因该区远离物源，受不同沉积时期水动力强弱变化影响，新下段3个油组的储层发育程度差异较大：新下段Ⅰ油组砂岩在新二区较发育，在新一区仅零散分布；新下段Ⅱ油组沉积时期属低位域沉积，新一区、新二区砂体均不发育；新下段Ⅲ油组沉积时期水动力最强，水下分流河道延伸最长，该区砂体在该时期也最为发育，新一区、新二区均发育有河道、河口坝砂体，成为新沟油田主力含油层系，也是新沟油田后期开发调整的主要潜力和对象。

新一区新下段Ⅲ油组储层分布具有以下特点：纵向上新一区新下段Ⅲ1-6等几个小层连片性和储层物性相对较好，为该区主力含油小层，是下步重点挖潜的对象；平面上储层沿物源方向，自西向东厚度逐渐减薄，物性逐渐变差；新下段Ⅲ1-2小层与新下段Ⅲ4-6小层之间的新下段Ⅲ3砂层极不发育，且物性差，可作为一套稳定的隔夹层，厚度在6～8m之间，为下步的分层开发提供了有利条件。

4 剩余油分布研究

4.1 剩余油定性分析

根据各油砂体单井含水级别，结合区域沉积微相和储层物性分布规律研究成果、油藏生产动态及监测成果，分析统计其水线推进规律，认为新一区剩余油具有以下分布特征：

1)纵向上吸剖资料和环测资料显示，主要的吸水层和出力层集中在渗透率较大的新下段Ⅲ1-2小层，而新下段Ⅲ4-6小层出力小，动用程度低，具有剩余油整体挖潜潜力。

2)平面上虽然新下段Ⅲ1-2小层油组的采出程度很高，但局部地区仍有剩余油富集，主要表现在：①构造高部位剩余油富集区。在构造高部位及微构造高点，如新106-新107井区，边部注入水受到重力作用影响，难以波及，点注井注水推进方向单一，在水驱难以波及的区域存在着较为丰富的剩余油。2010年3月高部位油井新109井实施了下小套管恢复措施，初期日产油1.5t，目前产量仍保持在1.0t/d的水平。②局部低渗区及断层遮挡区。新一区断垒构造相对完整，但南部发育多条断距在10～40m之间的小断层，且该区域背离物源方向，物性相对较差。在该类低渗和断层遮挡区，油井累计采出量较低，剩余油较为富集，如新130-新131、新134、新126等井区。③非主流线及注采井网不完善地区。新沟油田注入水指向性强，主流线侧缘注入水波及程度小，油井见效困难，水淹程度低，如新115-新123、新117井区；由于开发历史长，井下技术状况恶化，注采井网破坏严重，部分区域长期有采无注，水驱控制程度低，如东部新128、新138、新109等井区。

4.2 剩余油定量描述

1)储量复算根据新一区各含油砂层储量复算，该区新下段 Ⅲ 油组石油地质储量为140.0×104t，新下段 Ⅰ、新下段 Ⅱ 油组石油地质储量为16.0×104t，新一区总地质储量为156.0×104t，新增地质储量43.0×104t；新二区石油地质储量为152.9×104t，新增地质储量47.9×104t。

2)剩余油定量描述新一区历史上共有25口油井曾经生产，累计产油25.2778×104t，剩余可采储量为18.07×104t。根据物质平衡原则,将产出量或注入量劈分到19个单砂层，劈分结果显示：新一区新下段 Ⅲ 油组累计采出量23.96×104t，占新一区总产出量的94.8%；而新下段Ⅲ1-6小层累计采出量为22.01×104t，占总采出量的87.1%，是新一区主力出油层系。

与其他层系相比，新下段Ⅲ1-6小层累计采出量大，采出程度高，但剩余可采储量仍有12.19×104t，占新一区剩余可采储量67.5%，且平面上连通性好，是下步细分层系调整的有利指向区。其中新下段Ⅲ1-2小层剩余可采储量4.08×104t，新下段Ⅲ4-6小层剩余可采储量6.78×104t。新下段Ⅲ3小层砂岩极不发育，可作为下步细分层系调整的稳定隔夹层。

5 综合调整方案研究及效果

5.1 调整方案原则

①以细分层开采为原则，剩余油研究成果为依据，完善注采井网，改善开发效果。②根据剩余油分布状况，在剩余油富集区钻新井，重建基础井网。③结合历年注水见效情况，井距定在200～250m左右，采用反5点法井网布井。④调整部署中，上下2套层系须保持一定的叠合井距，为开发后期轮替采油留有余地。

5.2 调整方案制定及预评价

1)方案制定采用一套井网，分2套层系开发。①上层系(新下段Ⅲ1-2小层)。主要是立足基础井网，加强细分层注水，提高地层能量，同时围绕有能量补充的区域实行3类井恢复及老井大型分层压裂等措施[3]。②下层系(新下段Ⅲ4-6小层)。根据剩余油分布状况，在剩余油富集区钻新井，重建基础井网；新钻油井先压裂生产新下段Ⅲ4-6小层，以新下段Ⅲ1-2小层作为后期接替潜力层；新钻水井注采配套,井距200～250m左右，采用反5点法井网布井。

方案共部署新钻井15口，其中油井10口，水井5口，利用老井采油2口；上层系(新下段Ⅲ1-2小层)老井恢复采油8口，水井恢复1口，利用常停油井转注3口。

2)方案评价对上下层系储量控制程度的提升较为有效，能基本有效控制整个新一区下层系的地质储量，预计实施后上层系(新下段Ⅲ1-2小层)注采比由原来的1∶5.0上升到1∶3.0，水驱控制程度将由36.2%上升到71.3%；下层系(新下段Ⅲ4-6小层)注采比将达到1∶2.25，水驱控制程度将达到85%以上。

5.3 方案实施效果

截止2011年10月，按开发调整方案部署，新沟油田共实施油井调整19井次，水井调整12井次，其中油井有效18井次，有效率达90.3%，原油日产水平由16t/d上升至32t/d，采油速度由0.23%上升至0.49%，累计增油9923t，创产值3473×104元；新增石油地质储量90.9×104t，最终采收率由15.92%提高到22.5%，上升了6.58%。