卫城油田卫360块稳产研究

张亚伟

【摘 要】卫城油田卫360块位于东濮凹陷中央隆起带卫城构造的东北部，是由卫东和卫西两个断裂带控制的垒形复杂断块油田，主要含油层位为沙河街组沙三段，目前在特高含水开发形势下保持稳产为最大开发目标。

【关键词】储层特征；构造新认识；沉积相研究；调整挖潜

1 油藏基本概况

1.1 地质特征

油藏埋深为2800-3400m，含油面积5.72km2，地质储量721.12×104t，可采储量144.63×104t，目前标定采收率23.1%。

1.2 储层特征

卫360油藏储集层岩性以长石质石英粉砂岩为主，有少量细砂岩和杂砂岩。根据区内取心资料统计，孔隙度一般在13～17%，平均15%，渗透率一般在1～40mD，平均10mD。

1.3 地层压力与温度

根据RFT测试资料分析，卫360块沙三上、沙三中、沙三下压力系数为1.0左右，油藏原始地层压力25～34.5MPa，地层温度90～120℃，属正常温度、压力系统油藏。

1.4 油水流体性质

卫360块地层原油密度0.765g/cm3，地下原油粘度2.02～4.45MPa·s，地面原油密度为0.8476～0.8533g/cm3，粘度为13.5MPa·s，凝固点26～36℃。地层水总矿化度为31～33×104 mg/l，氯离子为19～21×104 mg/l，水型CaCl2。

2 油藏基础研究

2.1 地层对比划分

本次研究通过以下步骤实现对比与划分的目的。（1）收集资料，确定砂组界线；（2）选择标志层；（3）以基准井为中心，由近及远对比，最终达到闭合；（4）把全区每一口井都以这种方式对比，使全区对比结果一致（5）以沉积砂体的旋回性划分小层。

根据以上几点要求对全区各井统一划分小层，沙三上划分17个小层，沙三中划分19个小层，沙三下划分了46个小层。

2.2 构造新认识

复杂断块油藏具有构造复杂，断层多，断块小的特点，影响复杂断块油藏开发效果的主要地质因素是断层分布，对断层及断块的认识是提高复杂断块油藏开发效果的关键所在。本次研究使用2008年新采集高精度三维地震资料、100余口井的钻井、试油试采、开发动态、HDT测井资料及RFT资料，采用人机联作方式编制大量油藏剖面，绘制沙三上、沙三中、沙三下构造图及分砂层组构造图，对构造有进一步的认识。

2.3 沉积相研究

2.3.1 沉积微相的划分

卫360块沙三段总体为湖泊背景下的三角洲沉积体系。根据本区测井曲线特点，细分为水下分流河道微相、河道侧翼微相、河口坝微相、远砂坝微相和泥滩微相。由于该区河口坝微相不发育，将其归到水下分流河道微相前积型中。

2.3.2 沉积微相平面展布

根据各井测井相分析，编绘出各小层沉积微相分区图。小层沉积微相分区图反映出每层的沉积微相分布特征。河道走向已北西-南东向为主，呈条带状展布，储层整体连片分布或呈扇状展布。

2.4 剩余油研究

2.4.1 构造高部位和断层遮挡区剩余油

由于注入水常向低处流，如果构造高部位无井控制则可能造成水动力滞留区，注入水驱替不到，从而形成剩余油区，卫360块构造格局是北西高南东低，使得低部油层水淹程度低，高部位剩余油饱和度大。同时，在沿着东北方向断层以及南部的断层复杂带，由于注入水驱替不到而形成剩余油富集区。此类剩余可采储量为32.8×104t，主要挖潜手段是顺断层面打双靶定向井来挖潜。

2.4.2 注采系统不完善区剩余油

一些小型的透镜状或条带状砂体，井网很难控制，这些油层有些仍保持原始状态；有些砂体只有油井而没有水井，仅靠天然能量采出少部分油，而成为低压未动用油层；有的砂体只有水井而没有油井，注水后油层成为高压未动用油层。还有距离注水井远或距边水远、驱动水未能波及到，造成的它们多以零星片状分布于油层中。再加上卫360块油水井存在的井况问题，破坏了原有的注采关系从而也形成的一部分剩余油区。此类剩余可采储量为28.9×104t。主要挖潜手段是对应的油水井补孔或加密井网，老井侧钻，打更新井，大修等措施以完善注采关系，从而形成有注采系统的开发单元。

2.4.3 井网损坏区剩余油

主要是由于事故影响区。这类剩余可采储量为5.6×104t。主要挖潜手段是侧钻、更新挖潜事故井区剩余油。

2.4.4 水动力滞留区存在的剩余油

主力层系内井网已比较完善，部分油井已高含水，水井也比较多，但在油水井主渗流通道以外的区域以及注水井之间存在着大量剩余油。这部分剩余油是注采相对完善区在注水开发过程中形成的死油区。生产过程中，由于注采关系不断调整，油层内液流方向不断改变，将油层中的剩余油切割的零乱，此类剩余可采储量为34.3×104t。

对4套层系的4种类型的剩余油进行了统计分析，我们认为沙三下井网未控制型剩余油较多，考虑部署调整井完善注采井网；沙三中1-5主要潜力是完善注采、减少层间干扰；沙三中6-7总体开发较好，重点还是解决层间干扰和水动力滞留的问题。

3 具体做法

3.1 构造新认识区利用低效井侧钻挖潜高部位剩余油

在沙三中1-5实施侧钻井1口，沙三下构造高部位实施侧钻井1口、换井底1口，增加水驱控制储量5.8万吨，水驱动用储量3.9万吨，年增油2161吨。例如卫49-15h， 由于卫49-15h处于构造复杂带，有注无采停井，2014年1月将该井换井底，动用卫360块沙三下储量，侧钻到360块沙三下5南部断块高部位。初期日增油能力11吨，目前5吨，年增油1572吨。

3.2 事故井区大修、转注完善注采井网

2014年大修2口，转注2口，完善4个井组注采井网，增加受效方向4个，恢复水驱控制储量10×104t，恢复水驱动用储量6.1×104t。如卫360-69井正常生产时日产油4t，2010年套漏后未正常生产，2014年4月大修下4寸套，补孔酸化后日产液25t，日产油3.3t，年增油603吨。

3.3 注够水的基础上酸化压裂引效

实施压裂井3口，酸化井4口，增加水驱控制储量1.5×104t，水驱动用储量1.5×104，年增油1977t。例如，卫360-34井沙三上4井段由于受平面影响，动用不完全，此次压裂引效，三上3井段未动用，此次补孔压裂动用。措施后日产液38t，日产油8.2t，日增油6t。

4 取得效果

4.1 开发形势好转

1）日产油量上升、含水保持稳定

与去年12月份相比，井口日产油量由2013年的114t上升到127t上升了13t，呈上升趋势。含水由79.82%上升到79.87%基本保持稳定。

2）自然递减减缓

与去年同期相比自然递减由39.31%下降到35.06%，下降了4.25个百分点。

4.2 经济技术指标

1.针对提高储量动用程度，实施总工作量26井次，增加水驱控制储量26.8×104t，水驱动用储量13.3×104t。

2.实施工作量投入费用937.7万元，年增油1.0213万吨，吨油按2200元/吨计算，产出2247万元，创利润1309.3万元，投入产出比1：2.4。

【参考文献】

[1]郭平.剩余油分布及研究方法[M].北京：石油工业出版社，1997.

[2]朱俊生.低渗油藏卫360块沙三下精细描述及应用[J].内蒙古石油化工，2011（08）.

[3]杨勇，等.剩余油分布规律影响因素分析研究[J].石油天然气学报，2009（01）.

[责任编辑：杨玉洁]