新肇油田古636区块不同阶段流体运动主控因素浅析

2014-08-15蔡江浩大庆油田有限责任公司第九采油厂黑龙江大庆163853

化工管理 2014年30期

蔡江浩（大庆油田有限责任公司第九采油厂黑龙江大庆 163853）

引言

新肇油田从葡萄花油层顶面构造图来看，主体为北东一西南倾伏的宽缓鼻状构造。总体构造形态为东高西低，北高南低，受断层切割自西向东可分为西部向斜斜坡区、西部地堑带、中部地垒缓坡带、东部地堑断裂带四个部分。

已开发抽油区块古636区块位于东部地堑断裂带，于2000-2002年采用正方形反九点法面积注水同步注水开发，2003年-2007年该区块开展注采系统调整，由正方形井网转为线性注水开发。本文力图通过不同阶段见水特征分析，结合剩余油分布，探讨在不同开发阶段影响流体运动的主要控制因素，以求为油田下步的调整提供依据。

一、新肇不同阶段见水特征

1.正方形反九点法面积注水同步注水开发阶段

古636区块同步注水开发1年后，3口井东西向见水，其中新126-84井投产3个月即见水，见水到水淹仅2个月。2年后，25口井东西向见水，综合岩心和无源微地震等研究成果，证实新肇油田天然裂缝为近东西向。

2.注采系统调整阶段

经过综合分析和数值模拟，在2003年-2007年该区块开展注采系统调整，转注37口井，由正方形井网转为线性注水开发。从见水情况统计来看，见水方向发生明显变化，由最初的东西向过渡到2006年的南北向为主。

3.线性注水阶段

进入线性注水阶段后，动态分析见水方向基本以南北向和角井向为主，仅1口井东西向见水。

二、不同开发阶段阶段影响流体运动的主要控制因素浅析

1.正方形反九点法面积注水同步注水开发阶段

在同步注水阶段，28口见水井均为东西向，笔者认为此时构造形态和开发井网是影响流体运动的主要控制因素。嫩江组沉积末期，松辽盆地由于受到北西一南东向的压扭性应力作用，伴随着大庆长垣的隆起，在长垣西侧形成六个鼻状构造。新肇鼻状构造就是其中的一个，其定型期为明水组沉积末期，新肇鼻状构造形成时期与古龙凹陷青山口组生油岩大量排烃期相匹配，有利于烃类聚集成藏。新肇鼻状构造总体上控制了有利含油范围。（1）而后经明末和老第三纪末的多期构造运动，古龙凹陷中心明显西移，促使古龙凹陷烃源岩生成的烃类沿新肇鼻状构造斜坡向大庆长垣方向运移，同时在构造运动的影响下新肇构造上“Y”字型断裂多期活动，形成局部断鼻、地堑等复杂构造，有利于烃类运移过程中在新肇断裂带中的局部圈闭中聚集。其中古636区块位于新肇鼻状构造主体，由近南北向两组反向正断层封挡形成地堑，伴随着断裂形成的天然裂缝其渗透率高于基质，同时由于采用正方形面积井网同步注水开发，使的注入水首先沿东西向高渗带推进。

2.注采系统调整阶段

在注采系统阶段，东西向见水比例下降到40%，同时，南北向和角井向见水比例分别上升到26%和34%，笔者认为此时开发井网和砂体发育方向逐渐变为影响流体运动的主要控制因素。新肇油田主体区块属于长垣大型湖泊叶状三角洲体侧缘，储层分布具有分带性，北厚南薄。15个主要沉积单元中，东北部的古636区块均有大片的席状砂和小片的条带或透镜砂发育；从组合后河道砂的展布方向分析，物源应以北部为主；15个主要沉积单元中，只有PI 11.2不发育河道砂，发育河道砂的14个沉积单元中，河道砂形态不规则，散布在席状砂中，在平面上不易追溯，河道在研究区内延伸长度200-1800 m,宽度不超过300 m。

根据大庆石油学院构造发育史研究（2），新站鼻状构造为长期继承性发展鼻状构造，其裂缝发育频率为0.323条／m，而新肇、葡西、高西、杏西等鼻状构造则在嫩江组差异沉降及明水构造反转作用下由南向北依次隆升。其构造演化特征不同。新肇裂缝发育频率为0.107条／m，仅为新站油田的33%，所以裂缝发育程度有限，导致在井网调整后，线性注水井网和砂体走向对流体走向的影响权重逐渐加大，这从见水特征可以看出来。

3.线性注水阶段

线性注水阶段，角井向见水比例上升到65%，这说明砂体走向权重增大。从平面剩余油分布看，剩余油以局部分布和大面积分布为主。这是因为三角洲平原上的分流河道向湖泊中心方向长距离推进，在三角洲前缘的浅水区发育很有特色的水下分流河道，且在湖面频繁波动过程中.河流、波浪和沿岸流的冲刷作用对沉积物的分布起重要作用.导致以水下分流河道砂体为主的三角洲前缘砂体不同程度的席状化。（3）