高場油田剩余油潛力分析

周艷

摘 要：高場油田從1984年投入開發，目前已進入特高含水期開發階段，地質儲量的采出程度已達到40.96%，措施潛力越來越小，挖潛難度越來越大，因此研究現階段油田剩余油分布及潛力，對油田開發后期的穩產至關重要。本文從剩余油分布規律及特點出發，結合高場油田的實際開發情況，從縱向上，平面上，描述剩余油分布特點，提出潛力區。

關鍵詞：高場油田;中高滲復雜斷塊油藏;特高含水期;剩余油研究

前言

高場油田構造處于江漢盆地潛江凹陷王場—廣華—浩口斷裂構造帶西段，為浩口大斷層上升盤的多個小型斷鼻構造組成，區內小斷層發育，走向近北東向。含油層系主要分布潛31、32、33、34、41、42六套油組，儲層平均孔隙度為25.9%，滲透率1530md，屬于中高孔、中高滲儲層。截止2016年底，已動用含油面積1.7km2，地質儲量202.0×104t，可采儲量93.35×104t，標定采收率46.21%。1984年投入開發，由于邊水活躍，油井見水快，目前綜合含水已達到95.17%，進入特高含水期開發階段，地質儲量的采出程度已達到40.96%，挖潛難度越來越大，因此研究現階段油田剩余油分布及潛力，對后期油田的穩產至關重要。

一、剩余油分布特點

剩余油分布一般具有以下兩個特點：①縱向上，受層間差異影響，主要分布在物性相對較差的低滲透層中，或注采不完善的砂體中，通常為大范圍分布，后期可考慮整體動用。②平面上，受平面非均質性影響，主要分布在邊水或注水未波及的區域，包括物性較差區域及注水的非主流線區，通常呈條帶狀或孤島狀。

二、剩余油分布影響因素

根據剩余油分布特點，結合高場油田實際情況，從構造、地質及工程三個方面著手，研究油田的剩余油分布特點，并進行剩余油描述。

（一）構造因素

高場油田主體構造受浩口大斷層的控制，為浩口北掉的反向正斷層封閉的鼻狀構造，該斷層對高場油田的油氣聚集，起著嚴格的控制作用。其余斷層則斷距較小，延伸較短，分布方向與浩口大斷層斜交或平行，將油田切割成幾個斷塊，對油氣的分布起一定的控制作用，使高場構造復雜化。由于通過地震手段難以識別區內斷距較小的次級斷層，目前主要依靠小層精細對比，測井曲線解釋，以及動態分析等方法，綜合勾勒出構造形態。但由于斷層發育，導致無法精確的與地下形態吻合，導致部分新井實鉆后斷失目的層。如2009年高26CZ井，該井利用高26井向高部位側鉆，鉆至潛34油組底部時遇到小斷層，斷失潛411砂體，對比高46斜-3井，斷距僅8m。

而復雜斷塊油藏，尤其是像高場油田邊水活躍的油藏，在特高含水期，對構造的精細描述尤為重要。通常剩余油富集區集中在具有封閉性的斷層、斷面上具有鼻狀突起區域和較高的區域。

（二）地質因素

從縱向上看，由于油田層系較多，層間存在物性差異，產能不一。根據油井早期試油試采資料，其中潛31、32油組產能較高，分別為29.2t/d、22.4t/d，潛34油組產能為12.7t/d，而潛41油組產能僅9.0t/d。從上至下，物性逐漸變差，部分砂體（如潛341，潛413）部分區域需要配合酸化、壓裂等措施改造。目前油田32口油井中僅12口單采井，合采井占62.5%。合采井中物性差的砂體勢必會受到物性好的砂體抑制，無法發揮相對較差層的生產能力，導致層間剩余油富集。通過對各井產量劈分至單砂體，量化各砂體剩余地質儲量，圖1結果顯示，潛411、343，341等砂體仍有較大的挖潛空間。

從平面上看，水線的推進方向與平面水淹狀態，與平面物性分布呈正相關，剩余油富集區主要集中在平面物性較差的區域。以潛411砂體為例，原認識高11井區內該砂體已大面積水淹，2007年新鉆高11斜-1也證實該砂體水淹嚴重。但2013年在該砂體低部位新鉆的高19斜-3井，測井顯示該砂體為油層，泥質含量重，且聲波時差與補償密度呈反向，物性較差，射孔投產時初期產量3.0t/d，不含水，但生產一直非常穩定，2019年11月，該井日產油仍然保持在3.0t/d以上，累積產油2905噸。該井與原注水井高19井井距僅100m，比高19井砂頂垂深還低4m，而高19在該砂體上累計注水達15.7萬方，這一現象違背了原大面水淹的認識。給予了新的啟示，雖然有邊水及注水的雙向影響，但水線推進主要沿著物性優勢區，物性差的區域不見水或見水程度低，后期有極大潛力可挖。

（三）工程因素

油井因套損或井下落物導致不能生產時，即損失了生產點，儲量控制程度降低，形成剩余油。而高場油田地層水礦化度高達27.4*104mg/l，氯離子含量在16.0-18.0*104mg/l，地層結鹽嚴重，管柱下井時間長易造成管卡。如高40井，該井正常生產時日產油量穩定在3.0t/d，2015年8月檢泵時發現套管變形，導致井下落物無法生產。經論證，小層精細對比，對鄰井高19斜-7采取補孔措施替代高40井，恢復了對潛3132油組的儲量控制程度，日增油4.0t/d，取得了較好效果。

三、下步潛力分析

根據高場油田剩余油分布規律，發現不論從縱向上，還是平面上，潛411是目前剩余油富集較多的砂體，因此下步挖潛方向主要以該砂體為主。

（一）精細儲層構造認識

高19斜-7原為高11井區的構造最高點，而測井曲線顯示，該層深側向僅1.18Ω·m，為高水淹層，射孔后日產液量18.2t，含水94.6%，日產油量僅1.0t，與測井解釋相符。而相對構造位置稍低的高45井生產該層僅1年時間，1992年1月已封堵該層，因此認為高19斜-7的高水淹存在疑點。通過小層精細對比，尤其是斷層附近的油井，對比發現潛33下為5套完整的鹽韻律層，而高19斜-7缺失了一套，高11斜-1及高45完整。在斷層以北的區域，高29井主吸水為411層，且長期保持穩定注水，因此綜合分析高19斜-7在潛33下斷失，潛411砂體分布在斷層以北。而斷層以南的區域構造形態發生變化，構造高部位無井控制，下步可鉆新井控制高點。

（二）平面水線推進特征

對所有鉆遇潛411砂體的井進行物性參數統計，將聲波時差劃分為3個等級，勾勒出砂體聲波等值填充圖，發現分布在斷層兩側的井物性最好，向外次之，邊部及腰部較差。結合注采實際情況，將含水率也劃分為4個等級，做出含水分級圖及剩余油分布圖，與平面物性分布基本吻合。綜合以上圖件，可得出該砂體剩余油在平面上主要分布在物性較差的邊部及腰部區域。其中高11井區內，除了少數水淹區外，大部分井因物性差未動用該砂體。位于油水邊界附近的高11井，在1981年試油潛411.3層時，抽汲1500m/60次，日產油12.3方，水0.4方，表明了物性較差的層也有一定產能。結合目前單采井高19斜-3，證實物性較差層，雖然產能不高，但水淹風險小，穩產時間長，尤其是高11井區內，目前僅1口井生產，井網控制程度低。下步建議對高11井采取復射，在腰部物性差的區域部署新井高11-3，動用該砂體，提高儲量的控制程度，挖潛剩余油。

參考文獻

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