張旺青 （中石油新疆油田分公司采油一廠，新疆 克拉瑪依834000）

殷紅，唐彬 （中石油新疆油田分公司采油二廠，新疆 克拉瑪依834000）

張景 （中石油新疆油田分公司采油一廠車排子采油作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依834000）

1 油藏地質概況

克拉瑪依油田四1區(qū)中三疊統(tǒng)克下組 （T2k1）為近東西向的南黑油山斷裂、檢40斷裂與近南北向的檢39斷裂、克烏斷裂夾持形成北西向南東傾的單斜，經歷了三角洲平原～三角洲前緣的過渡相演化過程。其中以河道沉積微相為主要骨架砂體，總體表現為向湖盆強烈推進的辮狀河三角洲沉積體系。沉積物源主要來自北部，發(fā)育河道、席狀砂等微相。平面上油砂體自北向南、向東、向西逐漸變??；縱向上各油砂體均有不同程度的發(fā)育，砂層厚度平均28．6m，油層厚度平均7．5m。儲層巖性主要為礫巖、砂礫巖，巖石成分以石英為主，其次為變質巖和云母。沉積物顆粒為圓狀和次圓狀，粒徑一般在0．4～4mm之間，分選性好，磨圓程度較高。膠結物主要以泥質為主，鈣質次之，膠結類型以接觸式為主。T2k1儲層孔隙度為18．7%，滲透率為129．5mD，屬于中孔中滲儲層。油藏無邊底水，屬于巖性－構造油藏。

2 存在的問題

1）井點損失嚴重，無法正常生產 該區(qū)油藏1957年采用小井眼開發(fā) （套管直徑小于114．3mm），隨著油藏開采時間的延長，油水井井況惡化嚴重，150口開發(fā)井中報廢井144口，占總井數的96．0%，其中注水井全部報廢，油藏已無法正常生產。

2）儲層非均質性強，水驅控制程度低 該區(qū)油層在縱向上表現出薄而散的特點，在平面上表現出厚度及物性變化大的特點，儲層非均質性強。加之井點缺失嚴重，造成一些層存在有注無采、有采無注的局面，水驅控制程度接近于0。

3）油層動用程度差異大，采出程度低 該區(qū)克下組油藏水驅動用程度差異大，動用程度最高達74．45%，最低的僅27．4%。油藏目前采出程度僅有15．74%，與同類條件油藏對比，剩余油潛力大。

3 剩余油分布規(guī)律研究

針對油田開發(fā)時間長，地下油水分布格局復雜，采用動態(tài)法［1］、油藏數值模擬法［2］分別從平面上、縱向上對剩余油分布進行了定量研究［3］。

3．1 平面上剩余油分布

動態(tài)法研究結果表明：單井剩余地質儲量主要沿檢40斷裂區(qū)域、4150井～4148井～J39井區(qū)和4021井組區(qū)域分布。其中剩余地質儲量大于6×104t的含油面積有2．9km2，占總含油面積的31．3%；剩余地質儲量為4×104～6×104t的含油面積有2．86km2，占總含油面積的30．85% （表1）。

表1 四1區(qū)T2k1油藏動態(tài)法計算剩余油結果

數值模擬研究結果表明：整個T2k1油藏剩余油主要沿檢40斷裂附近區(qū)域及4022井～4019井～4021井呈帶狀分布，剩余地質儲量豐度主要分布范圍為30×104～150×104t／km2，剩余地質儲量豐度大于60×104t／km2的含油面積為1．94km2，占總含油面積的20．93% （表2）。

3．2 縱向上剩余油分布

動態(tài)法研究結果表明：T2k1控制地質儲量為569．4×104t，剩余控制地質儲量為484．55×104t，剩余可采儲量為83．9×104t?？v向上剩余油分布存在較大的差異，其中T2k1主力層、、表示克拉瑪依組第6砂層組第3小層，下標表示砂層組，上標表示小層）剩余可采儲量分別為25．6×104、9．2×104、13．8×104t，分別占總剩余可采儲量的30．5%、11．0%、16．4%，其他各小層剩余可采儲量分布范圍為1．7×104～5．8×104t。

數值模擬研究結果表明：T2k1地質儲量為539．83×104t，剩余地質儲量為445．75×104t，剩余可采儲量為83．09×104t。縱向上剩余油分布存在較大的差異，其中T2k1主力層、、剩余地質儲量較大，分別為161．14×104、60．87×104、48．22×104t，分別占總剩余地質儲量的36．15%、13．66%、10．82%，平均含油飽和度分別為52．0%、50．5%、49．5%，其他各小層剩余地質儲量分布范圍為8．18×104～26．33×104t。其中含油飽和度大于45%的地質儲量分別為100．9×104、39．1×104、26．5×104t，各自占本小層地質儲量的53．21%、53．02%、44．03% （表2）。

綜合2種方法計算結果，四1區(qū)T2k1剩余地質儲量為554．6×104t，剩余地質儲量為470．0×104t，剩余可采儲量為87．5×104t。

表2 四1區(qū)T2k1油藏模擬期末單層剩余油結果表

4 注采井網調整部署及實施效果

4．1 注采井網調整原則

針對該區(qū)T2k1油藏開發(fā)過程中存在的問題，結合剩余油分布規(guī)律研究結果，考慮全面重建注采井網，充分發(fā)揮調整井的生產能力，達到最大可能地挖潛動用，提高經濟效益，確定調整原則如下［4］：①部署調整井網時，選擇在剩余地質儲量及剩余油豐度高處部署調整井網，其中斷裂按封閉斷裂考慮；②調整井網盡量按250m井距反七點法井網進行部署，邊角部位對應油井不得低于4口，考慮邊、低部位注水，高部位采油；③新部署生產井要具備一定的生產能力，原則上生產井鉆遇目的層有效厚度不小于2m；④充分考慮原有注采井網，新調整井盡量布在原采油井中間，盡量避免新布油井在原油水井之間的注入水主流線上。

4．2 調整井網部署

根據上述調整原則，在該區(qū)共部署開發(fā)井158口，其中采油井112口，注水井46口，新建產能8．4×104t，水驅控制程度由0上升到86%，完善了注采井網，提高了水驅控制程度，使該區(qū)報廢油藏重新恢復生產 （見圖1）。

4．3 實施效果分析

1）T2k1新井投產超過方案設計產能，開發(fā)效果好。該區(qū)克下組油藏2011年共實施新井23口，其中采油井17口，注水井6口，截至2011年12月13日，初期平均單井日產液7．1t，日產油5．0t，2012年6月平均單井日產液7．3t，日產油4．4t，累計產油3686．8d，平均單井產油4．1t／d，超過設計產能1．6t／d，生產效果好。

2）初期生產效果好，但生產一段時間后無能量補充，產量遞減快。投產井初期產量較高，可以自噴生產，平均單井產油量5．0t／d，生產效果好。但由于壓力保持程度僅為63．6%，地層能量虧空嚴重，遞減快；同時從現場取樣情況來看，由于該區(qū)T2k1油藏停注較早，儲層脫氣嚴重，在后續(xù)二次開發(fā)過程中亟需注水補充地層能量。

3）壓裂改造能明顯改善開發(fā)效果。投產新井初期生產效果好，平均日產油5．0t，生產一段時間后均有不同程度的遞減甚至不出 （一直遞減到最后沒有液量，也沒有油量），經過壓裂改造措施后，平均單井日產油量由壓裂前的0．6t上升到7．1t，單井日產油量明顯提高。

圖1 四1區(qū)T2k1油藏注采井網調整部署圖

5 結 論

1）采用動靜結合的方法，研究剩余油結果為：平面上剩余油主要沿斷裂分布，縱向上仍以主力油層為主。

2）油藏開發(fā)中后期，同步注水補充地層能量，同時與地層改造措施相結合，平均單井產油量超過設計產能1．6t／d，改善開發(fā)效果明顯。

3）該區(qū)油藏因開發(fā)時間長，地下油水格局復雜，將定量研究剩余油的結果與實施效果對比分析，結果表明動態(tài)法研究結果更符合實際，能有效地指導油田注采井網調整，提高開發(fā)效果。

［1］黃炳光，劉蜀知 ．實用油藏工程與動態(tài)分析方法 ［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1998．

［2］何魯平，陳素珍，俞啟泰 ．注水斷塊油田水平井開采剩余油數值模擬 ［J］．新疆石油地質，1996，16（1）：50～55．

［3］王勇，鐘建華，魚宏珍，等 ．文203斷塊沙三中剩余油分布研究 ［J］．特種油氣藏，2007，14（4）：52～54．

［4］溫靜 ．“雙高期”油藏剩余油分布規(guī)律及挖潛對策 ［J］．特種油氣藏，2004，11（4）：50～53．