新溝油田提高采收率技術的探索與實踐

秦雪輝

(中石化江漢油田分公司江漢采油廠, 湖北 潛江 433123)

新溝油田提高采收率技術的探索與實踐

秦雪輝

(中石化江漢油田分公司江漢采油廠, 湖北 潛江 433123)

江漢油區新溝嘴組油藏資源量豐富，但受其地質條件影響，開發水平一直難以提高。新溝油田作為新溝嘴組“雙低”開發單元的典型代表，具有地質構造復雜，縱向含油層系多且層間非均質性突出等特點。在復雜構造精細地震解釋、儲層展布特征及剩余油分布規律研究的基礎上，有針對性的開展了綜合調整對策及方案研究，通過現場實施，明顯改善了新溝油田注水開發效果，油田采油速度和最終采收率得到大幅提升，對類似油藏的后期開發調整具有借鑒與指導意義。

新溝嘴組；構造特征；儲層特征；剩余油分布；采收率

新溝嘴組油藏(新溝油田)資源量有6586×104t，目前已探明石油地質儲量3830.34×104t，動用地質儲量2481.02×104t，占江漢油區動用儲量的22.3%。但受地質條件、開發方式等影響，新溝嘴組油藏年采油量僅12.20×104t，占江漢油區總產量的15.6%，標定采收率17.8%，遠低于潛江組的38.8%。因此，切實有效地改善新溝嘴組油藏注水開發效果，提高最終采收率，是江漢油田實現可持續發展的重要攻關方向。

1 影響開發效果的主要因素

1.1 含油小層多，層間矛盾突出

新溝油田縱向上含油層系多，油層厚度小且物性差，含油層段跨度120m左右。早期投產時層位幾乎全部射開，合采合注，油層動用程度高。受層間物性差異影響，縱向矛盾突出，加之油井投產時大都采取了壓裂改造措施，使得主壓開層位單一，加劇了縱向上各小層的產出差異。

1.2 注采井網不完善，地層虧空嚴重

2008年底，新溝油田注采井數比1∶5.4，27口油井中有19口無水井對應，水驅控制程度僅為29.5%。新溝油田原始地層壓力為11.16MPa，目前地層壓力僅為3.09MPa，油井大都表現出能量不足，低產低液，平均單井日產液3.0t。分析其原因，一方面是井下技術狀況惡化，原有注采井網破壞嚴重；另一方面是因為斷層發育，構造破碎，含油面積小，難以形成合理有效的注采井網。

1.3 剩余油分布復雜

從平面上看，區域內斷層發育，油水分布情況復雜，縱向上層系發育且非均質性嚴重，經過長期注水開發和降壓開采，單層出力狀況和油水分布變化較快，加上缺乏系統的動態監測資料，使得剩余油分布狀況更加難以分析判斷。

2 構造特征研究

該區白堊系-下第三系斷裂體系主要受多期構造運動控制，產生一系列褶皺和斷裂，形成區內復雜的隆凹相間的構造格局[1]。通過地震精細解釋，該區共落實大小斷層100余條，主要發育北西、北東東和北東向3組斷裂。由于形成應力機制的不同，使丫新低凸起東荊河斷層以北斷層多為北北西向、北北東向為主，新溝斷壘西北部以北東向為主，而中部為2種應力機制結合的轉換帶，斷層北東東向。該處斷層基本上形成于荊沙期-潛江組時期。

該區斷層主要有以下3個特點：斷層活動期長，從白堊紀到晚第三紀，主要活動期為白堊紀和早第三紀荊沙組沉積時期；斷層的剖面組合類型主要有斷階型和Y字型；根據平面展布特征可劃分為北西向、北東向、北東東向3組斷裂體系,呈雁列、斜列式展布。

3 儲層特征研究

3.1 沉積相展布特征

新溝地區新溝嘴組下段物源主要來自西北方向的漢水物源，沉積體系在平面上總體從西北往東南依次發育三角洲前緣-濱淺湖-半深湖、深湖沉積，不同區域不同沉積時期各微相的發育程度不同[2]。從沉積微相類型來看，縱向上發育有三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠砂壩及濱淺湖灘砂、灘壩5種成因類型砂體；平面上近物源的西北部砂巖發育，厚度大，往東南逐漸減薄，物性變差，沉積微相變化較大：新一區新下段Ⅲ油組主要發育三角洲前緣水下分流河道、河口壩，砂體分布范圍較大，砂體連片性較好，新下段Ⅱ、新下段Ⅰ油組有濱淺湖灘砂、灘壩零星分布；新二區新下段Ⅲ油組以三角洲前緣水下分流河道、河口壩微相為主，新下段Ⅰ油組主要發育濱淺湖灘砂、灘壩相，2個油組砂體均較為發育，新下段Ⅱ油組僅有濱淺湖灘砂、灘壩零星分布。

3.2 儲層展布規律

因該區遠離物源，受不同沉積時期水動力強弱變化影響，新下段3個油組的儲層發育程度差異較大：新下段Ⅰ油組砂巖在新二區較發育，在新一區僅零散分布；新下段Ⅱ油組沉積時期屬低位域沉積，新一區、新二區砂體均不發育；新下段Ⅲ油組沉積時期水動力最強，水下分流河道延伸最長，該區砂體在該時期也最為發育，新一區、新二區均發育有河道、河口壩砂體，成為新溝油田主力含油層系，也是新溝油田后期開發調整的主要潛力和對象。

新一區新下段Ⅲ油組儲層分布具有以下特點：縱向上新一區新下段Ⅲ1-6等幾個小層連片性和儲層物性相對較好，為該區主力含油小層，是下步重點挖潛的對象；平面上儲層沿物源方向，自西向東厚度逐漸減薄，物性逐漸變差；新下段Ⅲ1-2小層與新下段Ⅲ4-6小層之間的新下段Ⅲ3砂層極不發育，且物性差，可作為一套穩定的隔夾層，厚度在6～8m之間，為下步的分層開發提供了有利條件。

4 剩余油分布研究

4.1 剩余油定性分析

根據各油砂體單井含水級別，結合區域沉積微相和儲層物性分布規律研究成果、油藏生產動態及監測成果，分析統計其水線推進規律，認為新一區剩余油具有以下分布特征：

1)縱向上 吸剖資料和環測資料顯示，主要的吸水層和出力層集中在滲透率較大的新下段Ⅲ1-2小層，而新下段Ⅲ4-6小層出力小，動用程度低，具有剩余油整體挖潛潛力。

2)平面上 雖然新下段Ⅲ1-2小層油組的采出程度很高，但局部地區仍有剩余油富集，主要表現在：①構造高部位剩余油富集區。在構造高部位及微構造高點，如新106-新107井區，邊部注入水受到重力作用影響，難以波及，點注井注水推進方向單一，在水驅難以波及的區域存在著較為豐富的剩余油。2010年3月高部位油井新109井實施了下小套管恢復措施，初期日產油1.5t，目前產量仍保持在1.0t/d的水平。②局部低滲區及斷層遮擋區。新一區斷壘構造相對完整，但南部發育多條斷距在10～40m之間的小斷層，且該區域背離物源方向，物性相對較差。在該類低滲和斷層遮擋區，油井累計采出量較低，剩余油較為富集，如新130-新131、新134、新126等井區。③非主流線及注采井網不完善地區。新溝油田注入水指向性強，主流線側緣注入水波及程度小，油井見效困難，水淹程度低，如新115-新123、新117井區；由于開發歷史長，井下技術狀況惡化，注采井網破壞嚴重，部分區域長期有采無注，水驅控制程度低，如東部新128、新138、新109等井區。

4.2 剩余油定量描述

1)儲量復算 根據新一區各含油砂層儲量復算，該區新下段 Ⅲ 油組石油地質儲量為140.0×104t，新下段 Ⅰ、新下段 Ⅱ 油組石油地質儲量為16.0×104t，新一區總地質儲量為156.0×104t，新增地質儲量43.0×104t；新二區石油地質儲量為152.9×104t，新增地質儲量47.9×104t。

2)剩余油定量描述 新一區歷史上共有25口油井曾經生產，累計產油25.2778×104t，剩余可采儲量為18.07×104t。根據物質平衡原則,將產出量或注入量劈分到19個單砂層，劈分結果顯示：新一區新下段 Ⅲ 油組累計采出量23.96×104t，占新一區總產出量的94.8%；而新下段Ⅲ1-6小層累計采出量為22.01×104t，占總采出量的87.1%，是新一區主力出油層系。

與其他層系相比，新下段Ⅲ1-6小層累計采出量大，采出程度高，但剩余可采儲量仍有12.19×104t，占新一區剩余可采儲量67.5%，且平面上連通性好，是下步細分層系調整的有利指向區。其中新下段Ⅲ1-2小層剩余可采儲量4.08×104t，新下段Ⅲ4-6小層剩余可采儲量6.78×104t。新下段Ⅲ3小層砂巖極不發育，可作為下步細分層系調整的穩定隔夾層。

5 綜合調整方案研究及效果

5.1 調整方案原則

①以細分層開采為原則，剩余油研究成果為依據，完善注采井網，改善開發效果。②根據剩余油分布狀況，在剩余油富集區鉆新井，重建基礎井網。③結合歷年注水見效情況，井距定在200～250m左右，采用反5點法井網布井。④調整部署中，上下2套層系須保持一定的疊合井距，為開發后期輪替采油留有余地。

5.2 調整方案制定及預評價

1)方案制定 采用一套井網，分2套層系開發。①上層系(新下段Ⅲ1-2小層)。主要是立足基礎井網，加強細分層注水，提高地層能量，同時圍繞有能量補充的區域實行3類井恢復及老井大型分層壓裂等措施[3]。②下層系(新下段Ⅲ4-6小層)。根據剩余油分布狀況，在剩余油富集區鉆新井，重建基礎井網；新鉆油井先壓裂生產新下段Ⅲ4-6小層，以新下段Ⅲ1-2小層作為后期接替潛力層；新鉆水井注采配套,井距200～250m左右，采用反5點法井網布井。

方案共部署新鉆井15口，其中油井10口，水井5口，利用老井采油2口；上層系(新下段Ⅲ1-2小層)老井恢復采油8口，水井恢復1口，利用常停油井轉注3口。

2)方案評價 對上下層系儲量控制程度的提升較為有效，能基本有效控制整個新一區下層系的地質儲量，預計實施后上層系(新下段Ⅲ1-2小層)注采比由原來的1∶5.0上升到1∶3.0，水驅控制程度將由36.2%上升到71.3%；下層系(新下段Ⅲ4-6小層)注采比將達到1∶2.25，水驅控制程度將達到85%以上。

5.3 方案實施效果

截止2011年10月，按開發調整方案部署，新溝油田共實施油井調整19井次，水井調整12井次，其中油井有效18井次，有效率達90.3%，原油日產水平由16t/d上升至32t/d，采油速度由0.23%上升至0.49%，累計增油9923t，創產值3473×104元；新增石油地質儲量90.9×104t，最終采收率由15.92%提高到22.5%，上升了6.58%。

6 結 語

本次綜合調整是一次由粗放式管理到“精細儲量管理”的轉變，不僅實現了新溝油田的高效開發，形成了完備的新溝嘴組油藏配套開發調整技術，更為整體提高新溝嘴組油藏開發效果提供了寶貴的經驗。

[1]戴世昭.江漢鹽湖盆地石油地質[M].北京：石油工業出版社，1997.

[2]萬立國. 潛東南地區新溝咀組精細沉積相研究[J]. 科技創業月刊，2011,24(7)：136-137.

[3]李運柱，鄧麗君. 江漢油田新溝嘴組油藏開發特征的認識[J]. 石油天然氣學報(江漢石油學院學報)，2008，30(3)：322-325.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.10.025

TE357

A

1673-1409(2012)10-N082-03