南二、三區高臺子油水同層潛力及挖潛界限研究

劉 言，王文廣

南二、三區高臺子油水同層潛力及挖潛界限研究

劉 言，王文廣

（東北石油大學地球科學學院， 黑龍江 大慶 163000）

利用巖心、錄井、測井、試油等動、靜態地質資料，在精細地質認識的基礎上，對高臺子油層油水同層發育及分布特征、油水同層的動用狀況及挖潛潛力進行了研究，并利用找水、試油、碳氧比能譜測井等資料分析成果對高臺子油水同層的補孔界限進行了界定，研究得出：油水界面由北向南呈“∩”變化趨勢，由西向東呈“∪”型變化趨勢；油水同層部分層段已經動用，油水同層動用程度比純油層差；油水界面儲量縱向上主要分布在高Ⅰ組和高Ⅲ組，油水同層含水低于全井含水；剩余油類型主要以注采不完善型為主，需要通過完善注采關系來進一步提高油水同層的動用程度；確定了現階段可以對油水同層補開的不同比例及挖潛深度界限，確保油水同層潛力得到充分動用。

高臺子油層；油水同層；挖潛潛力；挖潛界限

南二、三區高臺子油層位于薩爾圖油田南部開發區，北起高163井排，南至高196井排，開發面積51.71 km2，地質儲量7 069.4×104t。該區油水界面總體上分布在1 080 m左右,油水同層為1 080～1 204 m。由于油水同層有效厚度小、含油飽和度低和儲量豐度低等原因，多年來相關研究較少，對油水同層認識不夠深入[1]。目前油田開發已經進入高含水開發后期，有必要對油水同層有新的認識,這對于準確認識油藏、指導油田開發挖潛均具有重要的意義[2]。

1 高臺子油水同層發育及分布特點

1.1 高臺子油水同層發育及分布特點

南二、三區高臺子油水同層以主要以泥質粉砂巖、鈣質粉砂巖和粉砂巖為主，孔隙度變化范圍為15.0%～25.0%，滲透率變化范圍為（1～500）×10-3μm2，原油粘度為25.6～49.5 mPa·s，凝固點32～33 ℃，水型為NaHCO3型，地層水礦化度5 570～8 550 mg/L。隨著巖性由泥質粉砂巖到粉砂巖變化，孔隙度和滲透率值逐漸增高，含油產狀級別逐漸增高，由油跡、油斑過渡到含油和飽含油。

1.2 高臺子油層沉積特征

高臺子油層是在總水退背景下，形成的一套砂泥巖頻繁交互的陸相湖盆河流—三角洲沉積體系，屬于白堊系泉頭組～青山口組一級復合沉積旋回的上部，為青山口組上部的二、三段沉積[3]。根據南二、三區高臺子油層砂體發育特點，在平面上可劃分出三角洲內前緣和外前緣兩種亞相，根據單一三角洲旋回所處的沉積背景可進一步劃分為7種沉積類型：枝狀三角洲砂體、枝—坨過渡狀三角洲砂體、坨狀三角洲砂體、厚而穩定的外前緣席狀砂、薄而穩定的外前緣席狀砂、薄而不穩定的外前緣席狀砂、表外席狀砂。

1.3 高臺子油水界面特征

1.3.1 高臺子油水界面由北向南呈“∩”變化趨勢

基礎井網油底深度由北向南呈逐漸加深的趨勢，163～179排平均油底深度為1 170 m，180～196排平均油底深度為1 173 m，水頂平均深度為1 206 m。加密井網油底在構造趨勢影響下由北向南呈“∩”趨勢（圖1），163～179排油底深度是逐漸加深的，平均油底深度為1 185 m，比基礎井網下移了14 m，180～196排呈逐漸下降的趨勢，平均油底深度1 184 m，比基礎井網下移了11 m，水頂深度基本保持不變。

圖1 南二、三區高臺子由北向南油底與水頂深度變化曲線Fig.1 The depth change curve of oil pan and the top water from north to south in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

圖2 南二三區高臺子由西向東油底與水頂深度變化曲線Fig.2 The depth change curve of oil pan and the top water from west to east in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

1.3.2 高臺子油水界面由西向東呈“∪”型變化趨勢基礎井網油底深度由西向東趨勢不明顯，加密井網的油底由西向東呈“∪”型趨勢（圖2），151～153列油底深度最淺，平均油底深度為1 179 m，水頂深度變化不大。

2 高臺子油水同層動用狀況及潛力分析

2.1 油水同層的動用狀況

在精細地質研究的基礎上，結合測井資料及動態生產數據，綜合分析了油水同層的動用狀況并落實了剩余油潛力。

2.1.1 高臺子油水同層部分層段已經動用

全區共有1 110口油水井鉆遇油水同層，占總井數的75.92%，其中370口油水井射開油水同層，占鉆遇總井數的33.64%，油水同層段鉆遇砂巖厚度7 719.2 m，有效厚度1507.7 m，射開同層段砂巖厚度1 124.5 m，占鉆遇砂巖厚度的14.57%，射開有效厚度346.7 m，占鉆遇有效厚度的22.99%。也就是說南二、三區高臺子鉆遇油水同層的井已有近15%的砂巖和23%有效厚度投入開發。

2.1.2 高臺子油水同層動用程度比純油層差

統計1999年以來的127井次找水資料，油水同層僅動用 46井次。從產液強度上來看，純油層的產液強度為4.4 t/(d·m)，油水同層的產液強度為3.2 t/(d·m)，比純油層低1.2 t/(d·m)

2.2 油水同層潛力分析

2.2.1 油水同層地質儲量及縱向分布

統計全區純油層的地質儲量為6747×104t，油水同層的地質儲量為322×104t，占全區總地質儲量的4.55%，其中油水同層儲量縱向上主要分布在高Ⅰ組和高Ⅲ組，占全區總地質儲量的3.48%．

2.2.2 油水同層含水低于全井含水

薩南開發區已經進入高含水開發階段后期，油水同層目前的含水對全井的含水的影響程度與開發初期相比已有所不同。統計南二三區高臺子1999年至2008年27口井找水資料顯示，2003年以前，油水同層段含水高于全井含水，2003年以后，油水同層段的含水低于全井含水．

3 高臺子油水同層挖潛界限

3.1 利用找水資料確定挖潛界限

隨著注水開發時間的延長，油水同層的含水也將上升，如果在短期內含水快速上升的情況下是沒有多大開采價值的[4]，因此，對南二、三區高臺子油水同層補開比例大、油水同層動用后全井含水高的27口井找水資料進行統計分析。

如圖3所示，油水同層含水與油水同層射開比例呈正相關性，同層射開比例越高，含水也越高。當油水同層補孔比例小于49.34%時，油水同層的含水小于85.5%；當油水同層補孔比例50%～65%時，油水同層的含水在85.5%～90%之間；當油水同層補孔比例大于65%時，油水同層的含水大于91.0%。

可見，在不同含水階段，可以采取不同的挖潛深度，已確保油水同層潛力得到充分動用。

圖3 南二、三區高臺子油水同層射開比例與油水同層含水關系散點圖Fig.3 The scatter diagram between the relationship of water content percentage and perforation percentage in oil-water layer in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

3.2 利用試油資料確定挖潛界限

為落實不同深度油水同層產油能力和含水級別，2004年對薩高164～154進行試油。第一段射孔深度1 189.1～1 187.0 m，抽汲15周期后產油0.418 t，產水0.217 t，含水34.17%；第二段深度1 193.2～1 192.6m，抽汲12周期后產油6.047 t，產水0.03 t，含水0.49%；第三段深度1 195.7～1 198.3 m，抽汲19周期后產油6.234 t，產水0.064 m3，含水1.02%；第四段深度1 205.4～1 207.6 m，日產油花，抽汲19周期后產水10.346 m3，含水100%。

3.3 利用碳氧比能譜測井資料確定挖潛界限

碳氧比能譜測井是目前低礦化度地層水油田鋼套管井里確定油水飽和度的唯一方法[5]。根據統計的7口碳氧比能譜測井解釋資料顯示，當距離油底深度小于10.5 m時，C/0含水飽和度小于60%，產水率小于70.2%；當距離油底深度大于14.1 m時，C/0含水飽和度范圍 64.2%～71.4%，產水率可達89.3%。

4 結 論

（1）高臺子油水界面由北向南呈“∩”變化趨勢，由西向東呈“∪”型變化趨勢；

（2）油水同層部分層段已經動用，油水同層動用程度比純油層差；

（3）油水界面儲量縱向上主要分布在高Ⅰ組和高Ⅲ組，油水同層含水低于全井含水；

（4）剩余油類型主要以注采不完善型為主，需要通過完善注采關系來進一步提高油水同層的動用程度；

（5）現階段可以對油水同層補開的不同比例及挖潛深度界限，確保油水同層潛力得到充分動用。

［1］劉巍．油水同層潛力分析[J].大慶石油地質與開發，1998，19(1)：19-21．

［2］林景曄，黎文，周宏敏.油水同層產水率計算方法[J].大慶石油地質與開發，1998， 17(1)：21-25.

［3］楊玉芳，韓云潔，鐘建華， 周永炳， 陳志鵬．松遼盆地長垣以西高臺子油層沉積特征與油氣分布規律[J].地質學報，2011，28（1）：35-36

［4］梁淑琴．薩中開發區高臺子油水同層補孔實踐及認識[J].大慶石油學院學報，2005，14（3）:24-26

［5］金賢鎬，淺談碳氧比能譜測井原理及其應用[J].國外測井技術，2007，11（2）:14-16．

Analysis on Latent Capacity of Tapping Potential and Boundaries in Oil-water Layer in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi Block

LIU Yan，WANGWen-guang
（School of Earth Sciences , Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

Based on precise mastery of the geological condition, developmental and distributional characteristics of oil-water layer in Gao Taizi oil layer were analyzed as well as reservoir producing contidion and latent capacity by using dynamic and static geological data including core, mud logging, well logging and well testing. Meanwhile, the reperforating boundaries of Gaotaizi oil-water layer were defined by data analysis, such as water exploration, well testing and carbon oxygen spectral logging. The results show that, oil-water interface presents the trend like “∩” from north to south,and “∪”from west to east; part of oil-water layer has been exploited, the exploiting situation of oil-water layer is worse than that of oil layer; The reserves of vertical oil-water interface are mainly distributed in Group Gao Ⅰand Ⅲ,the water content of oil-water layer is lower than that of the whole well; The remaining oil was mainly caused by incomplete injection-production, the exploiting efficiency could be increased by improving the releationship between injection and production; The percentage of reperforation and depth of tapping the potential in oil-water layer have be determined, which can ensure the latent capacity of oil-water layer to be fully exploited.

Oil layer of gaotaizi；Oil-water layer；Latent capacity of tapping potential；Boundaries of tapping potential

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）04-0763-03

2014-11-15

劉言（1984-），女，黑龍江大慶人，碩士研究生，研究方向：油氣儲層地質學。E-mail：zhoujingbin11＠126.com。