S20 東斷塊剩余油挖潛研究與應用

陳 曦

（江蘇油田采油一廠，江蘇揚州 225265）

S20 斷塊位于高郵凹陷北斜坡中段，是一條北東向弧形斷層遮擋的斷塊構造，內部發育一條羽狀斷層，將S20 塊分為東西兩部分。其中S20 東含油層系為E1f23、E1f11、E1f12砂層組。斷塊含油面積1.6 km2，地質儲量253×104t，其中E1f23儲量126×104t，E1f11儲量98×104t，E1f12儲量29×104t。S20 東斷塊標定可采儲量68.3×104t，標定采收率27%。

S20 東斷塊油藏于1999 年7 月至2020 年6 月實施產建投入開發，采用點狀注水，注采井網不完善，主要依靠天然能量開采。2001 年6 月至2005 年7 月，實施注采完善，采用不規則的三角形井網，轉為注水開發，2005 年8 月至2009 年6 月，依據油藏形態與開發效果分析結論，開展了細分加密調整，構造西翼與南部由一套井網細分為E1f23、E1f1兩套井網，構造北塊采油井采取逐層上返開發方式，全區注水井采用分注工藝，實施細分注水。2009 年7 月至2018 年6 月，隨著套損井增多、井網破壞嚴重，采油井水淹，油藏產量遞減快。

1 存在主要問題

1.1 注采井網適應性變差

S20 東斷塊采取低注高采井網開發，采油井距為150～200 m，儲量控制程度最高達89.12%，由于采油井套損、水淹調層停井等因素影響，部分井區井網控制程度大大降低。S20 東斷塊水驅動用程度較低，保持在51.1%～62.6%。水驅控制程度高但水驅動用程度低，說明目前的注采井網具有進一步調整的潛力。

1.2 層間矛盾突出，注水效果變差

受層間非均質性及井筒狀況惡化影響，目前注水井主吸層大多為E1f23-2、E1f11-4-5，吸水比較差的是E1f23-1，3，4，5、E1f11-1，3，6、E1f12-1，2，3，5砂體，層間矛盾突出，注水開發效果持續變差。

2 地質再認識

本次研究是在前人研究基礎上，重點開展了斷層邊界研究。采取了多層系立體對比進行斷點識別與分析，綜合地質、物探、油藏等多元標定開展斷層分級解釋與刻畫，利用斷面交匯等手段綜合校正斷層位置與走向，并開展多層面出圖卡控斷層立體邊界。

2.1 多層系立體對比識別斷點

針對S20 東斷塊E1f2+1目的層段開展老區再梳理對比，選取E1f2地層鉆遇全的構造低部位的S20-43 井、S20-44 井作為對比參照井，從曲線特征上看，R2.5 m電阻率曲線特征明顯，可對性很強。對比過程中發現，各井E1f2內斷點很好識別，且斷點位置基本都較高，但斷距僅20 m 左右，若作為主控油斷層與原有斷距認識不匹配，且與該塊E1f2+1在60 m 左右的含油井段不符，該斷層只能作為小斷層，主控斷層斷點還要進一步深入對比。

由于該區火成巖侵入影響，從上到下多層系重新梳理，研究認為該區域火成巖基本不占原地層厚度，篩查選取了S20-83 井作為E1f3鉆遇全的對比參照井，選取可對性強的感應組合特征，并利用拼接曲線開展對比，在E1f3下部到E1f2上部識別出大斷點F1，斷距在150～180 m，分析認為是該區的主控油斷層，大斷點F1比小斷點F2 的位置更高，說明S20 東斷塊主控油斷層有外推的可能，有待進一步刻畫。

2.2 井斷點約束下開展地震解釋

在井斷點約束下，綜合應用鉆井、地震等資料，刻畫斷層線，解決地震資料多解性問題[1]。

單靠地震解釋準確度不高，通過地質分層的加載，嚴格按照地質識別的F1、F2 斷點開展井震結合解釋。該塊地震呈現雙斷面波現象：與原解釋方案對比，主控大斷層F1 由貼靠雙斷面內軸改為貼靠外軸，斷層較緩；小斷層F2 貼靠內軸，按照新的解釋方案，主控斷層實現外推60 m 左右。

2.3 斷面交匯校正斷層位置

結合地震解釋結果，綜合考慮解釋精度與解釋誤差，利用斷面交匯圖對斷層的精確位置進一步修正，校準斷層走向，為最終地質成圖做準備。

2.4 多層面出圖驗證斷層一致性

將多層面斷層線疊合，檢查斷層空間上發育的繼承性以及同一條斷層淺、中、深層位在空間上走向的一致性，避免出現上下斷層線“交叉打架”的現象。這種方法可以有效地檢驗斷層空間組合的合理性。S20 東斷塊從上到下可以分為E1f23、E1f11、E1f12、E1f13四個含油層段。由于主控斷層傾角較緩，每個層段外推所呈現的斷層外擴程度及剩余油挖潛空間不一樣，分四個層段成圖，奠定挖潛基礎。

通過新一輪的地質再認識，S20 東塊斷層均有所外推，S20 東新增含油面積1.74 km2、地質儲量59×104t。

3 剩余油潛力研究

應用油藏數值模擬技術，定量分析S20 東剩余油分布狀況，結合油水井生產動態分析，認為S20 東斷塊剩余油潛力區主要在高部位斷層區、斷層側邊（夾角）區以及主力井網滯留區三類。

3.1 高部位斷層區

受前期認識影響，區塊斷層附近油水井點少，該區域位置相對較高，受重力、油井節流等因素影響，儲量動用程度低、剩余油相對富集，且越靠近斷層，剩余油富集程度越高。從模擬結果上看，高部位斷層區是S20東油藏富集程度最高的類型。

如E1f23-2，3砂體儲層物性好，水驅效果較好，剩余油分布較零散，主要集中分布于斷層邊部、構造高部位和井網未完善處。

3.2 斷層側邊（夾角）區

受斷層一側、夾角兩側斷層遮擋作用及采油井節流作用的控制，邊水或注入水難以波及采油井與斷層之間的區域，因此區域內剩余油相對富集，具備一定挖潛潛力。

如E1f11砂層組：含油帶較窄，在邊部注入水及弱邊水驅的作用下，剩余油分布相對較零散。從剩余油飽和度分布圖來看，剩余油主要位于構造西部斷層側邊區域井網區，砂體內部儲層物性好的區域，水淹程度嚴重。

3.3 主力井網滯留區

斷塊油藏主力井網區域，油水井點多，油水關系復雜，油水運動主要受注采井網生產動態及儲層物性綜合控制，剩余油主要富集在弱流線上的水動力滯留區以及低滲條帶控制的差儲層井區。該類型剩余油潛力最小。

如E1f12-1砂體S20-33 井區，受儲層物性變化和注水井注水量低影響，剩余油相對富集。

4 剩余油挖潛對策研究

根據S20 東油藏剩余油富集區域及規模，結合現有的注采井網，研究形成以注采調控為主、局部潛力區新井挖潛的差異化挖潛對策[2]。

4.1 高部位斷層區

該區域存在問題是如何提高區域內儲量動用和水驅控制。因此挖潛思路對策主要有：（1）新井或側鉆挖潛，可采取新井或側鉆挖潛；（2）增加驅替壓力梯度、擴大水驅波及范圍，如提液、注采耦合技術。

4.2 斷層側邊（夾角）區

該類型剩余油開發存在問題與挖潛思路與斷角剩余油相似，挖潛對策主要有：（1）剩余油富集程度較高時，采取新井或側鉆加密挖潛；（2）當斷層區剩余油弱富集時，可應用水動力方法挖潛剩余油，如轉變注水方式，高部位注水開發。

4.3 主力井網滯留區

主力井網區面臨如何提高非主流線、滯留區水驅波及、井網控制區驅油效率問題，因此挖潛思路主要是基于完善的注采井網，通過流場優化，實現均衡驅替。挖潛對策有：（1）實施轉注、注采或措施層系歸位，進一步完善井網；（2）實施流場優化，如井網轉換、注采調整等方式，改變固有的水流流線方向，提高水驅波及系數[3]。

5 挖潛方案應用效果

根據挖潛對策，形成并實施S20 東剩余油斷塊滾動擴邊及剩余油挖潛方案，提高儲量控制與動用。

研究期內實施新井、側鉆井6 口，累積產油1.48×104t，油井措施9 井次，注水井措施2 井次，累積增油0.611 7×104t，取得較好調整效果。

5.1 新增動用地質儲量

根據地質再認識及剩余油潛力，實施了S20 東滾動擴邊及井網完善工作，根據測算，S20 東斷塊新增動用儲量87.2×104t。

5.2 井口日產油水平大幅提高

井口日產油水平由2018 年底51.1 t 上升到70.1 t，按照遞減法測算，預計提高單元采收率2.98%。

6 結論與認識

近年來，通過加強基礎研究、強化水驅調整、精細措施挖潛，為S20 東斷塊的穩產工作打好了堅實的基礎。

從現場挖潛效果來看，構造高部位、斷層附近的剩余油潛力較大、挖潛效益較好，仍是下步挖潛的主力方向，下步需要加強地質再認識工作。