精细地质研究，实现锦9块增储增产

沈尘

摘 要：针对区块地质情况不清、低采油速度、采出程度现状，为了恢复断块产能，提高油藏开发效果，对区块进行了精细地质研究，分三个油组对其构造、储层发育和油水关系进行重新落实，并对其资源量进行了重新复算，为下步对全块进行开发部署提供了可靠的地质依据。

关键词：构造复杂;低速开发;提高采收率

1油藏概况

锦9块（大）位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段锦16块下部，1996年区块大凌河油层上报含油面积0.9Km2，地质储量39×104t。原始地层压力20.6MPa，饱和压力19.44MPa，地层温度720C，油层中深2075m。

到目前为止，该井区8口井揭示大凌河地层，其中在5口井见到油气显示。在3口井进行试采。自1980年进行试油后，一直存在着构造、储层及油水关系复杂的问题，且仅7-308和6-317井投入了开发，至2002年，区块基本处于停产状态，针对区块低采油速度、采出程度現状，为了恢复断块产能，我们对区块进行了精细地质研究，并利用研究成果利用锦16块开发井锦2-6-更007井加深至大凌河油层，见到良好油气显示，投产后获初期日产气49000m3/d，目前日产气4.4340×104m3/d，已累产气1759.6×104m3的良好效果。

2地质再认识

2.1层组划分

运用对比标准层、沉积旋回的可划分性、岩电关系及油水关系对该块大凌河油层重新进行了层组划分。共分为了3个油层组，即大Ⅱ1、大Ⅱ2、大Ⅱ3。

2.2构造特征

锦9大是由二条断层挟持的一个岩性构造油气藏，每条断层均有油井控制，断层落实程度较高，大Ⅱ1西部为一背斜构造，东部为一断鼻构造;大Ⅱ2、大Ⅱ3均为断鼻构造。

2.3砂体发育

大Ⅱ1油层组在块内发育较广，且较厚，从钻遇油井看，一般砂体厚度都在100-150m左右，而大Ⅱ2油层组在块内中部较发育，向低部位尖灭，在6-317井附近最厚，达33.0m，在7-308井、6-308井、4-307井完全尖灭，无砂体发育，其大Ⅱ3砂体发育主要在两个主河道附近，其一是锦2-7-308井附近，其二是锦2-6-更007井附近，当初建议锦2-6-更007井加深至大凌河也是基于此，大Ⅱ3砂体表现为锦2-7-308井区和锦2-6-更007井区的两个透镜体，锦2-6-更007井发育30.1m/10层，在锦2-7-308井发育43.2m，而在5-307井、6-308井6-317井及锦9井均不发育。

2.4储层物性

大凌河储层属于重力流沉积砂体，岩性主要为灰白色砂砾岩和中细砂岩，碎屑组成主要为石英、长石，磨圆次棱角状—次圆状，分选差，胶结疏松。储层间夹深灰色泥岩;有效孔隙度17.0%。空气渗透率61×10-3μm2。

2.5油水分布控制因素及油层发育状况

由油水分布控制因素知，该块油层发育主要受到砂体发育和构造的双重控制，且大Ⅱ1、大Ⅱ2、大Ⅱ3各套油层组的油水界面与含油幅度均不一致，具体为：大Ⅱ1油组油层发育在构造的两个高部位锦9附近、4-3006井附近含油，并存在气顶，其油气界面为-1978m，含气幅度11m;油水界面-1986m，含油幅度为8m;大Ⅱ2油组油层发育也在构造的高部位锦9井区含油，油水界面为-2115m，含油幅度为23m;大Ⅱ3油组油层发育分两种情况：锦2-6-更007透镜体的油层发育主要受砂体发育即岩性控制油水界面在2185m附近，含油幅度约为33m，而锦2-7-308砂体的油层发育一方面受砂体发育控制，另一方面也受构造控制，在其微高点锦2-7-308井区含油，油水边界为-2165m，含油幅度为5m。

2.6流体性质

地面原油性质：原油密度（200C）0.828g/cm3，粘度（500C）2.7mPa.s，凝固点21℃，含蜡4.64%，含硫0.008%，胶质沥青含量5.14%。地层原油密度0.617g/cm3，地下原油粘度1.0 mPa.s。地层水总矿化度为4830mg/L，水型为NaHCO3。

2.7油藏类型

由于大Ⅱ的三个油层组油层控制因素不一致，其油藏类型也不一样，大Ⅱ1油层是受构造控制以及边底水作用，因此应为构造边底水油藏，大Ⅱ2油层组主要受构造控制，同时岩性对其也有一定的影响，应为岩性构造边底水油藏，同理大Ⅱ3油层组应为构造岩性油气藏，

3增储增产

3.1储量计算

除原上报储量外，通过锦2-6-更007井加深钻探，新增另一透镜体气藏，预计可增加含气面积0.25Km2，新增天然气储量8000×104m3。

3.2增产效果

锦2-6-更007在大Ⅱ3发现良好油气显示后，于2003年1月1日投产23.7m/7层。采用4mm油咀自喷，初期日产气49000m3/d，不含水，油压16.5Mpa，套压17.5Mpa;目前日产气2.6303×104m3/d，日产水33 m3/d，油压7.6Mpa，套压12.0Mpa;已累产气1368.8256×104m3，累产油120t，天然气按采收率75%计算，可采天然气6000×104m3。

4油藏生产特点

4.1大Ⅱ1油组边底水活跃

从油井试油及生产情况看，该块大Ⅱ1组边底水较活跃，锦9在对Ⅱ上进行试油时，日产气47472m3/d，而日产水为103 m3/d，在从油井生产情况看，锦2-6-317井生产大Ⅱ1时，初期日产油在50t/d以上，但仅生产2月后就见水，且不久便高含水，说明其边底水作用活跃。

4.2储量控制程度较低，采出程度低

由于该块油井除7-308井对大Ⅱ3进行投产外，其余油井在试油后均上返兴隆台生产，还未动用，目前仅大Ⅱ3的另一透镜体锦2-6-更007透镜体有1口井在生产大凌河油层，因此，储量控制程度较低，储量采出程度低。

4.3部分油井因固井质量影响生产

5结论及建议

5.1加强地质研究，是实现增储增产的基础，锦9块大凌河油层通过精细研究，实现了新增储量8000×104m3，实现年增气1402.8×104m3。

5.2在锦9块锦9井附近重新部署开发井，提高储量控制程度。