新民油田民3區塊高含水期開發對策分析

張玉

(中石油吉林油田分公司勘探開發研究院，吉林 松原 138000)

新民油田民3區塊高含水期開發對策分析

張玉

(中石油吉林油田分公司勘探開發研究院，吉林 松原 138000)

[摘要]新民油田民3區塊進入高含水期階段，綜合利用地質、測井、巖心及動態資料研究其目前生產現狀，發現該區塊裂縫斷層發育，水淹水洗嚴重。針對問題，為實現穩產，對該區塊進行研究，綜合分析提出解決矛盾的對策。研究該區塊扶楊油層隔夾層類型、分布特征、砂體特征，分析出剩余油分布規律，進行剩余油挖潛同時針對高含水特征采取精細注水調控，水井排加密和堵水主力層位、壓裂接替層等對策，取得了一定效果。

[關鍵詞]民3區塊；高含水期；油藏研究；剩余油；注水調控；新民油田

新民油田屬于低孔、低滲油藏類型，民3區塊的區域構造位置在松遼盆地南部中央坳陷區扶余-華字井階地北端，儲層平均孔隙度15.2%，滲透率6.5mD，在整個新民油田中儲層物性較好，是新民儲層最好的區塊之一。民3區塊1990年以300m×300m反九點法面積注采井網投入開發;2005年開展水井強注，主力層重復壓裂等提液增油試驗;2007年開始進行井網調整，井網方式采用106m×425m線狀注水方式，開發形勢較好;2009年開始高含水，目前高含水井不斷增多，遞減較大，注入壓力逐年上升。通過研究該區塊，發現矛盾，找出其相應對策，為民3區塊的穩產提供指導。

1民3區塊油藏地質特征

1.1構造與斷層特征

民3區塊泉四段頂面構造形態為南東向北西傾沒的單斜構造，區內斷層發育,將地層分割成多個小的地塹和地壘，依靠斷層的封擋形成眾多的斷鼻、斷塊構造圈閉。斷層走向以北東、南北為主，且均為正斷層，方向一般近南北向分布，斷距一般20～30m，長度一般1.5～5km。

1.2儲層沉積特征

根據儲層沉積微相研究成果，該區塊為三角洲前緣亞相沉積，主要儲集體為水下分流河道疊加形成相對連片的復合河道砂體，但砂體層多，平面上變化大，連續性差。民3區塊主力油層11、12號小層為近南西-北東展布的水下分流河道。

1.3儲層鉆遇特征

民3區塊含油層位為泉四段的扶余油層和泉三段頂部的楊大城子油層，2套油層共分為16個小層，其中扶余油層為1～12號小層，楊大城子油層為13～16號小層。油層頂面埋深1010～1040m，油藏中部埋深1120m。區塊平均鉆遇砂巖厚度38.8m，有效厚度10.0m。根據新民油田油層分類標準，對鉆遇的油層進行了評價，Ⅰ類油層為11、12號小層，占儲量比例為79.0%；Ⅱ類油層為6、7、8、9、10、13號小層，占儲量比例為14.7%；Ⅲ類油層為4、5號小層，占儲量比例為6.3%。

2開發現狀及存在的問題

2.1開發現狀

民3區塊目前油井數147口(油井開井數114口)，水井76口(水井開井數53口)，日產液246t,日產油39t，綜合含水率84.2%，采油速度0.4%，采出程度31.9%，日注水724m3，累計注采比1.84。區塊從投產到目前經歷了1992～1997年的注水開發穩產階段；1997～2004年的加密調整上產階段；2005～2009年的含水上升階段；2009～2014年的遞減加大、穩產差階段。

2.2開發矛盾

1)從歷年情況來看，民3區塊產量逐年遞減，含水率不斷上升，采油速度下降明顯，穩產及提高采收率較難(圖1、2)。

圖1　民3區塊開采曲線圖　　　　　　　　　　　圖2　民3區塊采油速度和采出程度對比圖

2)天然東西向裂縫發育，加上頻繁壓裂導致了水淹水竄。民3區塊裂縫發育，主要為東西向裂縫，初期裂縫對注水起到了主要作用，90%的東西向井1～3個月見效，5～8個月見水，水淹時間6～18個月。而人工裂縫與砂體走向、剪裂縫方向一致，再加上頻繁壓裂(該區塊5次壓裂的井數6口，4次壓裂的井數30口，3次壓裂的井數72口，2次壓裂的井數119口)，加劇了平面矛盾，使得水淹井不斷增多，2015年1月為止，裂縫導致含水率上升井為46口，平均含水率85.4%，水淹停井14口，影響產油能力166.6t。

3)井網不完善。民3區塊開發初期是反九點面積井網，1997年加密調整為排距70、106、140m，井距為425m的線性井網。該井網初期效果明顯，8年保持上產階段，后含水率上升，處于高含水階段，這種線性井網使得水淹井增多，水淹水竄嚴重。

3剩余油研究

由于民3區塊目的層扶楊油層儲采失衡，遞減較大，加上構造復雜，斷層、裂縫發育，剩余油認識不清，加強該區塊的精細油藏認識，尋找剩余油是關鍵。通過對該區塊進行細分時間單元級別的單砂體研究，了解剩余油縱向上和平面上的分布情況。

3.1夾層研究

該區塊大多數儲層滲透率變異系數大于1，突進系數大于5.0，極差分布在50～300之間，非均質性強。該區塊泥質夾層較多，分布范圍較廣，其次是物性夾層和鈣質夾層，因此泥質夾層對水驅效果影響較大[1～3]。

圖3　隔夾層分布類型

把小層根據單砂體進一步細化為時間單元，16個小層共分為34個時間單元?？v向上(圖3)民3區塊夾層大部分分布在時間單元之間和時間單元內部，連續性較弱，發育不穩定，厚度一般在0.2～1m之間。平面上(圖4)夾層在7.2、12.1、13.1時間單元的分布范圍較廣，且多為泥質夾層。研究發現，在夾層發育高值區對流體滲流屏障作用明顯，說明這些層段有剩余油富集，是下一步挖潛的主要方向。

圖4　砂體夾層厚度等值圖

3.2剩余油分布規律

結合該區塊新打的取心井民檢1井測試資料，分析出在目前開發現階段民3區塊總體縱向上大厚層主力層砂體頂部水洗相對較弱，水驅效果差，并且夾層對水洗狀況具有較大影響，主力層上部水洗弱于下部，說明主力層剩余油仍然富集，具備調整的物質基礎。通過分析民檢1井在12.1時間單元內為正韻律型儲層，頂部剩余油含油飽和度平均為41.7%，而底部剩余油含油飽和度平均為31.48%，說明正韻律型儲集層內部剩余油主要集中在頂部。

從取心井化驗分析、新完鉆井PNN資料及相滲資料，分析平面上不同區域、不同層位下剩余油含油飽和度(圖5)，研究表明，民3區塊剩余油平面上主要分布于油水井排間，東西向水井間剩余油飽和度低，不具備初期按油井投產、后期轉注的物質基礎，這一重要認識為水井排加密試驗剩余油挖潛提供可靠依據。

圖5　剩余油含油飽和度等值線圖

利用民檢1井進行投產分析，初期投產12號層，射開3.8m，2個月累產達到52t，說明12號小層雖然水洗嚴重，但仍具有一定產能。后補壓4號小層，封12號小層，幾乎無產量，說明4號小層雖然剩余油相對富集，但以目前開采技術仍無法使它的產能得到發揮。再次印證了該區塊的剩余油仍在主力層中。

4采取的相應對策

4.1精細注水調控

周期注水政策能夠使低滲透油藏在高含水階段有效動用正常水驅情況下無法得到有效驅替的油層，它能擴大注入水的波及體積，提高驅油效率，是一種經濟可行的方法[4]。準確把握動態變化，對于民3區塊斷層發育區、敏感區的40口水井進行周期注水調控，注水量由815m3減到420m3，調控水量395m3。調控前日產液220.5t，日產油59.1t，含水率73.2%；調控后日產液218.1t，日產油59.8t，含水率72.5%。壓力由原來的8.34MPa，下降到6.89MPa，下降了1.45MPa。

對每個井組針對其地質特征，動態變化進行精細注水調控。例如民3區塊的民19-2井組是處于兩斷層之間的單斜構造，民19-2為水井，其控制6口油井，油井油層發育好，鉆遇厚度平均為48.1m，有效厚度18.3m。該水井1991年轉注，累計注水量較高，其主控油井民+17-1井產量高，但含水率也高，為90%；另控制油井民+17-1井、民+15-2井和民+19-02井措施后含水率上升，為控制油井含水率上升速度，先對民19-2井進行停注，觀察附近油井的動態變化，后進行周期注水，由于注水層Ⅰ段、Ⅱ段控制著該區塊的主力層，決定減水，通過有效地調整注水方案，使得民+19-1井見油。見效前日產液10t，日產油0.5t；2014年12月目前日產液11t，日產油1.7t。復活2口井(民+23-2井、民+21-02井)，見效后日產液10.7t，日產油3.3t。

該區一直采用3段注水，由于油藏縱向上含油井段較長，小層較多，儲層物性差別大，水井吸水不均勻，按此方式開采，資源損失較嚴重，適當地進行細分層注水，可以更有效地發揮油層產能[5]。因此針對主力層局部水洗，潛力層未水洗的井開展層段細分，由原來的3段注水，分為4段注水，在該區中試驗3口水井，在2014年11月10日細分后，水井注水量下降，油井含水保持穩定，產量上升(圖6)。

圖6　3口試驗井細分層效果曲線

4.2水井排加密

原先的井網由于井距(425m)較大，導致部分儲量動用不了，同時由于東西向裂縫導致高含水井不斷增多，難以實現均衡驅替。同時剩余油存在于油水井排間，為了改變驅動方向，復活裂縫性水淹井；提高低滲方向不見效油井產能，在民3區塊采取水井排加密試驗，加密水井10口，使得注采井數比由原來的1∶2.8，變為2014年的1∶1.3，井距變為208m，水驅控制程度增加，加密后年產油能力增加了0.14×104t，民3區塊整體采收率提高1.0%。

4.3在剩余油富集區進行配套措施挖潛

民3區塊剩余油主要分布在斷層及構造小高點上，沉積微相上主要為水下分流河道，同時彎曲度較大的廢棄河道和分流間均對剩余油分布起到遮擋作用[6,7]。該區塊剩余油處于油水井排間，除了水井排加密方法，同時采取各種相應的措施來配合挖潛。例如民3區塊的民+13-010井組位于構造低點，左右兩側均有斷層，由重力分異作用下部層是注水易見效方向。其潛力層7.2時間單元和8.2時間單元處于主河道上，廢棄河道有遮擋作用，砂體厚度4m；2013年進行分層測壓,10、11、12小層壓力均在12.1MPa以上。同時民+13-010井與周圍3口水井(民13-10井、民13-8井、民15-10井)的8、9小層連通性很好。根據前面的油藏認識，確定該區塊為低滲透性的小斷塊油藏，為斷層遮擋型剩余油富集區域。對民+13-010井進行8、9小層壓裂，壓裂前日產液2.4t，日產油0.6t；壓裂后日產液5.5t，日產油2.1t。

民3區塊民+11-12井和民+13-014井位于兩側斷層中間，構造處于低點，同樣由于重力分異作用，下部主力層12小層注水見效快，水洗程度高。從油藏認識上看底部層位要優于上部層位。剩余油方向是從高部位向低部位驅動。通過測井資料的分析接替層8、9小層有剩余油，但存在層間干擾，主力層嚴重水淹，采取措施為封堵底部出水層位，壓裂8、9小層。民+11-12封堵11、12小層，壓裂8、10小層，壓裂前日產量為0，壓裂后日產液1.6t，日產油1.3t。民+13-014井封堵11、12小層，壓裂6、7、9小層，壓裂前日產量為0，壓裂后日產液6.5t，日產油2.2t。效果理想。

5結論和認識

1)民3區塊裂縫、斷層發育，開發現狀為高含水，水淹井增多，產量下降，遞減加大，矛盾突出。

2)針對民3區塊開發效果差，進行該區塊的精細油藏研究。明確該區塊隔夾層的類型和橫縱向分布規律，單砂體的分布規律及剩余油的分布規律。

3)通過精細注水調控、水井排加密和一系列配套挖潛措施對民3區塊進行整體改造，有一定的效果。

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[編輯]帥群

[收稿日期]2015-12-23

[作者簡介]張玉(1980-)，女，碩士，工程師，現主要從事油氣田開發研究與應用工作，zhangyu04@petrochina.com.cn。

[中圖分類號]TE327

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)20-0056-06

[引著格式]張玉.新民油田民3區塊高含水期開發對策分析[J].長江大學學報(自科版),2016,13(20):56～61.