大平房油田高含水期潜力综合分析研究

大平房油田位于辽河盆地东部凹陷南端, 是一个近南北走向的晚期拱升披覆背斜构造。构造的形成与演化经历了两次不同方式的断裂活动, 沙河街组沉积期以伸展活动为主, 东营组沉积期以右旋走滑作用为主;沉积物源由北向南, 沉积环境受两期断裂活动的控制, 形成湖泊沉积、水上沉积、浅湖沉积和河流相等复杂沉积环境;储层岩性主要为长石砂岩、含砾长石砂岩和砂砾岩, 储层连通系数低, 连通性较差;储层近物源短流程搬运沉积, 泥质含量高, 非均质严重, 造成油藏类型多样, 油水关系复杂。

大平房油田自1992年投入注水开发, 根据产量变化, 将开发历程划分为以下两个开发阶段:1992到1997的上产稳产阶段, 通过加密油水井、完善注采井网, 实现油田高速上产稳产;1997到目前的递减阶段, 进一步完善注采井网, 进行层系调整, 实现了油田开发递减阶段的二次稳产。目前, 该油田已进入高含水期开发阶段, 需要开展高含水期潜力综合分析研究, 对构造、沉积、储层等综合地质特征进行再认识, 进一步挖掘剩余油潜力, 减缓油田产量递减的趋势。

一、油藏综合地质特征再认识

1. 地层特征。

地层划分与对比是以岩性、生物化石为基础, 标志层为控制, 测井曲线为手段, 按沉积旋回所反映出测井曲线形态组合相似性, 同时考虑岩性组合、地层厚度变化的连续性及油水组合的合理性, 从大到小逐级控制对比精度, 逐级细分到段、油层组、砂岩组及小层。

2. 构造特征。

大平房油田三维地震资料采集于1990年, 受地表环境、地质条件及采集的影响, 品质总体相对较差。在井地层对比划分的基础上, 通过连井剖面和过井地震剖面, 建立能控制全区地层变化的地震地质连井剖面, 搭建一个能控制全区的初始地震地质框架, 形成一个能控制全工区的基干网络, 利用人机联作工作站的各项解释功能, 充分应用相干数据体、水平切片等解释技术, 重新建立了构造解释模型, 进行构造精细解释, 提高构造解释精度。

依据构造解释成果, 组合了不同级别断层4条, 编制顶面构造图6张, 为高含水期潜力综合分析研究提供了基础。

3. 沉积特征。

以取心资料为基础, 结合区域沉积特征, 通过对大平房油田东营组和沙一段沉积时期的古物源、古地形、古生态及碎屑物岩性、粒度、电性等各种沉积标志的分析研究, 进行沉积微相研究。东营组为一套曲流河相沉积体系, 按其沉积特征主要分为曲流河河床、曲流砂坝、决口扇、天然堤及河漫沼泽五种微相;沙一段为扇三角洲前缘亚相沉积, 根据沉积特点进一步细分为水下分流河道、河口砂坝、前缘薄层砂、河道间、间湾泥沉积微相。

研究表明, 沿岸砂坝、水下分流河道砂体是主要微相类型, 是油田调整挖潜的有利相带。

4. 储层特征。

大平房油田储层主要为长石砂岩、含砾长石砂岩和砂砾岩, 陆源碎屑含量大于80%。根据部分岩心和井壁取心资料统计, 东二段储层平均孔隙度21.3%, 平均渗透率为26×10-3μm2;东三段储层平均孔隙度为21.8%, 平均渗透率为81×10-3μm2;沙一段储层平均孔隙度为20.4%, 平均渗透率为114×10-3μm2;储层物性属中孔隙度、中低渗透率, 储层物性较差。

储层砂体分布形态、规模主要受沉积作用控制。东营组砂体曲流河相砂体呈长条状延伸, 曲流沙坝部位砂体厚度大, 沿着河流方向呈窜珠状排列;沙一段砂体迭加连片分布, 呈宽带或长片状展布。储层连通性较差, 连通系数低。油藏类型主要为断层-背斜油藏、岩性油藏。

二、剩余油分布规律及潜力分析

以主力油砂体为基本单元, 在精细地质研究基础上以沉积微相为定性基础, 以油藏工程原理为定量手段, 采用定性分析与定量计算相结合的研究思路, 充分运用各种测井、测试资料, 确定油藏剩余油分布特征。

大平房油田剩余油饱和度在井间及垂直剖面上的变化不仅受地层非均质影响, 还受油藏开发方式的影响。由于大平房油田前期靠天然能量、后期利用关闭的油井注水恢复压力进行开发所波及的范围很难确定, 因此必须应用多学科技术, 同时尽可能收集较多的资料, 采用存水率估算法、物质平衡法、动态分析法等多种方法, 研究剩余油分布规律, 确定剩余油分布范围。

通过研究:东一段含油面积小, 油层发育较差, 难以形成完善注采系统, 水淹程度差;东二段中低部位注采系统完善, 靠近边水和注水井附近水淹严重, 远离注水井, 尚未波及到区域, 有较大潜力;东三段北部注采系统完善, 水淹程度高, 南部及鞍部注水井较少, 剩余油较为富集;沙一段含油面积小, 难以形成完善注采系统, 主要依靠天然能量, 水淹较差。

运用油藏工程方法, 研究剩余油分布, 对油田潜力综合分析研究落实到小层, 是油田调整挖潜的基础。根据油层水淹平面统计及水淹面积计算, 中强水淹面积最大占含油面积的为65.3%, 为东三段Ⅰ油层组;最小水淹面积为50.6%, 为东三段Ⅱ油层组;东二段和沙一段以弱水淹为主;根据纵向累积产油分析, 东三段剩余可采储量最大, 其次东二段, 潜力最小为沙一段。

三、优化调整部署方案

以经济效益为中心, 少投入多产出, 依据对油田地质特征的新认识, 针对剩余油富集的东二段、东三段, 采取完善注采井网及调整部署不规则井网的方法, 进行井位优化调整部署及各项指标优化, 提出切实可行的优化注采调整方案。以东二段、东三段两套层系完善注采井网, 利用老井回采东三段, 在东二段剩余油相对富集, 实施不规则井网部井。确定大平房油田总井数为67口, 其中油井46口, 注水井21口。开展了开发指标预测研究, 完善注采系统后, 油水井对应射孔, 预计产量达到2.3t/d, 预测未来10年采出程度为15.0%, 以改善开发效果最大限度的提高采收率, 实现对高含水期油田的高效合理开发。

高含水油田开发调整难度较大, 从大平房油田高含水期高效调整部署得到的启示:以地质研究为基础, 以开发动态为主导, 改善开发效果和提高采收率为目的, 将地质、地震、油藏工程等多学科专业统一于研究之中, 相互渗透, 进行综合性的一体化研究, 保障开发调整取得最大效益。

摘要：针对大平房油田的复杂地质条件和高含水开发现状, 运用地震、地质、测井、生产动态资料, 在对构造、沉积、储层等油藏综合地质特征再认识的基础上, 开展剩余油分布规律及潜力分析, 以经济效益为中心, 提出优化调整部署方案, 实现对大平房油田的高效合理开发。

关键词：综合地质特征,高含水,剩余油分布,综合调整