腰英台油田油藏开发效果评价

腰英台油田油藏开发效果评价

仇小爽

(中国石油化工股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院 吉林 长春 130062）

摘要：腰英台油田油藏构造位置位于松辽盆地南部长岭凹陷大情字低凸起带。地理位置位于吉林省松原市前郭县查干花乡，距长春170km，距长岭45km，平均海拔156m。腰英台上报探明含油面积53.4km2，探明储量3500×104t。腰英台油田地层发育齐全，主要目的层段是青山口组，油藏埋深1900-2300米。目的层为拗陷沉积，地层分布稳定，地层对比可靠，划分明确。青山口组划分青二段和青一段，10个砂层组，36个小层，主、要含油层段是青一Ⅱ和青二Ⅳ。

关键词：腰英台油田；水驱开发；效果评价

一、腰英台油田油藏基本特征

1、构造特征

构造相对简单，整体为一单斜构造，被6条北西向断层切割，形成低幅度堑—垒相间构造格局。

2、沉积相特征

物源方向来自西南的三角洲沉积，工区主要以三角洲前缘亚相为主。沉积微相为水下分流河道、河道间、河口坝、远砂坝和席状砂。平面上由西南向东北，以水下分流河道和河口坝沉积为主，逐步过渡为远砂坝、席状砂沉积。

3、储层特征

矿物成分以长石为主，岩石类型以岩屑长石-长石砂岩为主，成分和结构成熟度低，表现为近源沉积特征。粘土矿物以伊利石、绿泥石为主，不含高岭石。储层微观特征：孔隙类型多样，喉道小、非均质性强。孔隙类型:主要以原生粒间孔为主，其次是溶蚀次生孔。粒间孔隙多见充填，孔隙连通性较差。储层物性特征：岩芯分析，青山口组平均孔隙度11.90%，渗透率2.93mD，为低孔特低渗储层。按有效储层统计：青一段孔隙度以8.5%-18%为主，占92%，渗透率0.1-10mD为主，占83%。青二段孔隙度以9%-18.5%为主，占92%，渗透率0.1-10mD为主，占92%。青一段平均孔隙度比青二段小，平均渗透率比青二段高。有效储层砂层组间物性对比：孔隙度主要集中在10%-18%，渗透率集中在0.3mD-10mD，砂组间渗透率极差小于2。分小层来看，单层平均孔隙度值最大14.2%，最小仅11%，渗透率平均值最大5.13mD,最小0.63mD，层间差异大, 最大极差8.7。

泥质含量：青二Ⅳ高，平均在18%，青一Ⅱ主力层1、2、4号小层较低，平均14%，青一Ⅱ3号小层高，平均在19%。分区块来看：物性平面差异大，整体腰西向东物性条件变差。

4、油藏特征

平面上油水分布主要受构造和岩性双重控制，油水分布复杂；没有统一的油水界面。

全区存在3种油藏类型，自西向东依次是构造油藏、构造—岩性复合油藏、岩性

油藏。

二、腰英台油田油藏特征再认识

1、重新进行测井二次解释，解释精度及符合率明显提高分段确定地层因素，提高了含油饱和度的解释精度。腰英台油田属于低孔特低渗油藏，由于孔隙结构非均质，导致岩电参数存在很大变化，统计分析地层因素与孔隙度和渗透率的关系，发现特别孔隙度>16％，渗透率>8mD，呈直线关系。为此进行分段的地层因素研究。青二段岩性、胶结物和孔隙结构基本一致，可以使用一套岩电参数。通过青二段的地层因素图版，储层的岩性、胶结物、地层水和孔隙结构基本一致。青一段岩性、胶结物和孔隙结构相差较大，使用3套岩电参数。通过青一段的地层因素图版，储层的岩性、胶结物和孔隙结构相差较大，对应的岩电参数不一致。利用试油、试采资料，重新制作测井解释图版，重新确定油干、油水界限，确定油层分类标准。油干界限：孔隙度8.5%，声波时差215us/m；油水界限：电阻率为17.5Ω·m，SW为65%。油层分类标准：1类层标准声波时差>235us/m，孔隙度>14，电阻率>22Ω·m，SW<50。2类层标准声波时差>220us/m，孔隙度>10，电阻率>17.5Ω·m，65。3类层标准215<声波时差<220，8<孔隙度<10，电阻率>24Ω·m，65W<50。二次解释的饱和度与密闭取芯含油饱和度分析化验数据趋势基本一致，但绝对值与校正后含油饱和度存在差异。

2、油水层解释结果与单层测试资料符合率80%-82%。

按照分类标准，进行油层分类并研究其空间分布1类油层纵向上主要分布在青一Ⅱ1号和4号小层，2类油层主要分布在青一Ⅱ2号、青二Ⅳ7号和9号小层；平面上1类油层主要分布在DB33和腰301块，2类储层主要分布在DB34、1号和3号块。分砂组分小层展布特征青一Ⅱ砂组油层全区发育，以1类和2类油层为主，集中分布在DB33、DB34、1号和腰301块。3类油层不发育，主要集中在DB37和腰北1南部和4号块为主。青一Ⅱ4小层以1类和2类油层为主，有效厚度1.0～5.6m，平均3.2m，1类油层主要分布在DB33东部、DB34东部、腰北1北部和腰301北部。青一Ⅱ3小层局部发育，以2、3类油层为主，厚度较薄，有效厚度

0.7～3.2m，平均1.3m，主要分布DB33东部，DB34、腰北1南部和4号块南部。青一Ⅱ1小层以1、2类油层为主，较为连片发育，有效厚度1.0～4.4m，平均2.4m，主要分布在DB33、DB34、1号块中部和北部、腰301块、3-4区块。青一Ⅰ砂组油层分布范围较小，以1类和2类油层为主，主要分布在DB33和DB34南部。青二Ⅳ砂组以2类油层为主，1类油层零星分布。主要分布DB33、1号区块中部和腰301。青二Ⅳ9号小层以2类油层为主，有效厚度0.8-4.5m，平均2.1m，主要分布在DB33和腰301。青二Ⅳ7号小层以2类油层为主，有效厚度1.1-3.1m，平均1.8m，主要分布在DB33、1号区块中部和腰301。

3、利用动、静态资料，综合分析天然和人工裂缝分布特征

天然裂缝发育，平均密度0.47条/m。以微小裂缝为主，96%的裂缝被方解石充填，以北东东向高角度裂缝为主。

4、分析含油性与物性的关系，研究平面和纵向含油性分布

腰英台油田含油饱和度低：测井解释平面上含油饱和度在35%-68%，纵向含油饱和度平均在36.6%-52.9%。含油性受物性控制，密闭取芯化验饱和度数据与孔隙度、渗透率、声波时差、泥质含量相关性好，电阻率相关性差。

三、腰英台油田开发效果评价

1、开发阶段划分及认识

开发试验阶段：03-05年在1号区块和DB34井区开辟3个试验井区，形成10注16采井组。

产建阶段：分4期产能建设，新建产能28.62万吨，产能达标率76%。四期产建中第一期和第二期产能建设达标率在82%-92%，第三期和第四期产能建设达标率仅64%-67%。递减阶段：2009年以来，为了减缓自然递减，进行了一系列技术挖潜手段。

2、液量、产量、含水分级及主控因素

主控因素分析：总体表现为构造-岩性油藏，产能和含水受物性控制明显，其次是

断块内受构造高低控制。从初产与物性关系分析：初产与孔隙度、渗透率、含油饱和度和泥质含量相关性好。从初含水与物性关系分析：初含水同样与孔隙度、渗透率、含油饱和度和泥质含量相关性好。

3、水驱开发效果分析

1）腰英台油田目前一套井网开发，平面储量动用程度较高

2）层间动用差异大，一套层系不能满足开发需要

3)井网密度大，不同井距注水开发效果差异大，平面注采不均衡

4)能量保持水平较高，但由于特低渗致密油藏渗流能力差，造成液量和动液面都偏低。

四、工程工艺适应性评价

压裂能较大幅度的提高单井产能，但压后含水也大幅上升。由于油水层间互，且隔层薄，一般在2-4m稳定泥岩，发现部分井因压窜水层，造成高含水。全区分注井少，层段合格率低，压裂水井存在管外窜层现象。

五、开发调整的主要思路及对策

调整思路：在充分分析剩余油分布的基础上，细分潜力类型，利用现井网细分、调整、完善不同类型储层的开发井网。

1、 第一类层系细分：以青一Ⅱ的主力层1号、2号、4号小层组成一套井网，以青二Ⅳ主力层7号、9号小层组成另外一套井网。平面以叠加厚度大的区域进行细分。充分考虑裂缝方向和非均质性的影响，抽稀井网，拉大井距，改变液流方向，矢量化布井，调整注采井网，同时考虑一套注水、一套注CO2另一种方案，层系内可以利用分采分注，进一步提高储量动用率。

2、第二类工艺细分：在层系单一不适合井网细分区块，利用分注分采，改善层间矛盾，同时改变液流方向，矢量化布井，调整注采井网，进一步提高储量动用率。

3、第三类在层系较单一，分布零散的区块，以井组为中心进行注采调整，利用分注、改变液流方向，改善吸水、产液剖面，分类优化井网井距，改善开发效果。

4、第四类根据CO2驱试验区效果，优选区块拓展CO2驱。