蔡江浩（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠 黑龍江 大慶 163853）

引言

新肇油田從葡萄花油層頂面構(gòu)造圖來看，主體為北東一西南傾伏的寬緩鼻狀構(gòu)造?？傮w構(gòu)造形態(tài)為東高西低，北高南低，受斷層切割自西向東可分為西部向斜斜坡區(qū)、西部地塹帶、中部地壘緩坡帶、東部地塹斷裂帶四個(gè)部分。

已開發(fā)抽油區(qū)塊古636區(qū)塊位于東部地塹斷裂帶，于2000-2002年采用正方形反九點(diǎn)法面積注水同步注水開發(fā)，2003年-2007年該區(qū)塊開展注采系統(tǒng)調(diào)整，由正方形井網(wǎng)轉(zhuǎn)為線性注水開發(fā)。本文力圖通過不同階段見水特征分析，結(jié)合剩余油分布，探討在不同開發(fā)階段影響流體運(yùn)動(dòng)的主要控制因素，以求為油田下步的調(diào)整提供依據(jù)。

一、新肇不同階段見水特征

1.正方形反九點(diǎn)法面積注水同步注水開發(fā)階段

古636區(qū)塊同步注水開發(fā)1年后，3口井東西向見水，其中新126-84井投產(chǎn)3個(gè)月即見水，見水到水淹僅2個(gè)月。2年后，25口井東西向見水，綜合巖心和無源微地震等研究成果，證實(shí)新肇油田天然裂縫為近東西向。

2.注采系統(tǒng)調(diào)整階段

經(jīng)過綜合分析和數(shù)值模擬，在2003年-2007年該區(qū)塊開展注采系統(tǒng)調(diào)整，轉(zhuǎn)注37口井，由正方形井網(wǎng)轉(zhuǎn)為線性注水開發(fā)。從見水情況統(tǒng)計(jì)來看，見水方向發(fā)生明顯變化，由最初的東西向過渡到2006年的南北向?yàn)橹鳌?/p>

3.線性注水階段

進(jìn)入線性注水階段后，動(dòng)態(tài)分析見水方向基本以南北向和角井向?yàn)橹?，僅1口井東西向見水。

二、不同開發(fā)階段階段影響流體運(yùn)動(dòng)的主要控制因素淺析

1.正方形反九點(diǎn)法面積注水同步注水開發(fā)階段

在同步注水階段，28口見水井均為東西向，筆者認(rèn)為此時(shí)構(gòu)造形態(tài)和開發(fā)井網(wǎng)是影響流體運(yùn)動(dòng)的主要控制因素。嫩江組沉積末期，松遼盆地由于受到北西一南東向的壓扭性應(yīng)力作用，伴隨著大慶長垣的隆起，在長垣西側(cè)形成六個(gè)鼻狀構(gòu)造。新肇鼻狀構(gòu)造就是其中的一個(gè)，其定型期為明水組沉積末期，新肇鼻狀構(gòu)造形成時(shí)期與古龍凹陷青山口組生油巖大量排烴期相匹配，有利于烴類聚集成藏。新肇鼻狀構(gòu)造總體上控制了有利含油范圍。（1）而后經(jīng)明末和老第三紀(jì)末的多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，古龍凹陷中心明顯西移，促使古龍凹陷烴源巖生成的烴類沿新肇鼻狀構(gòu)造斜坡向大慶長垣方向運(yùn)移，同時(shí)在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響下新肇構(gòu)造上“Y”字型斷裂多期活動(dòng)，形成局部斷鼻、地塹等復(fù)雜構(gòu)造，有利于烴類運(yùn)移過程中在新肇?cái)嗔褞е械木植咳﹂]中聚集。其中古636區(qū)塊位于新肇鼻狀構(gòu)造主體，由近南北向兩組反向正斷層封擋形成地塹，伴隨著斷裂形成的天然裂縫其滲透率高于基質(zhì)，同時(shí)由于采用正方形面積井網(wǎng)同步注水開發(fā)，使的注入水首先沿東西向高滲帶推進(jìn)。

2.注采系統(tǒng)調(diào)整階段

在注采系統(tǒng)階段，東西向見水比例下降到40%，同時(shí)，南北向和角井向見水比例分別上升到26%和34%，筆者認(rèn)為此時(shí)開發(fā)井網(wǎng)和砂體發(fā)育方向逐漸變?yōu)橛绊懥黧w運(yùn)動(dòng)的主要控制因素。新肇油田主體區(qū)塊屬于長垣大型湖泊葉狀三角洲體側(cè)緣，儲(chǔ)層分布具有分帶性，北厚南薄。15個(gè)主要沉積單元中，東北部的古636區(qū)塊均有大片的席狀砂和小片的條帶或透鏡砂發(fā)育；從組合后河道砂的展布方向分析，物源應(yīng)以北部為主；15個(gè)主要沉積單元中，只有PI 11.2不發(fā)育河道砂，發(fā)育河道砂的14個(gè)沉積單元中，河道砂形態(tài)不規(guī)則，散布在席狀砂中，在平面上不易追溯，河道在研究區(qū)內(nèi)延伸長度200-1800 m,寬度不超過300 m。

根據(jù)大慶石油學(xué)院構(gòu)造發(fā)育史研究（2），新站鼻狀構(gòu)造為長期繼承性發(fā)展鼻狀構(gòu)造，其裂縫發(fā)育頻率為0.323條／m，而新肇、葡西、高西、杏西等鼻狀構(gòu)造則在嫩江組差異沉降及明水構(gòu)造反轉(zhuǎn)作用下由南向北依次隆升。其構(gòu)造演化特征不同。新肇裂縫發(fā)育頻率為0.107條／m，僅為新站油田的33%，所以裂縫發(fā)育程度有限，導(dǎo)致在井網(wǎng)調(diào)整后，線性注水井網(wǎng)和砂體走向?qū)α黧w走向的影響權(quán)重逐漸加大，這從見水特征可以看出來。

3.線性注水階段

線性注水階段，角井向見水比例上升到65%，這說明砂體走向權(quán)重增大。從平面剩余油分布看，剩余油以局部分布和大面積分布為主。這是因?yàn)槿侵奁皆系姆至骱拥老蚝粗行姆较蜷L距離推進(jìn)，在三角洲前緣的淺水區(qū)發(fā)育很有特色的水下分流河道，且在湖面頻繁波動(dòng)過程中.河流、波浪和沿岸流的沖刷作用對沉積物的分布起重要作用.導(dǎo)致以水下分流河道砂體為主的三角洲前緣砂體不同程度的席狀化。（3）

四、下步調(diào)整建議

通過不同階段見水特征及剩余油分布規(guī)律來看，砂體分布已逐漸成為影響流體運(yùn)動(dòng)的主控因素，所以，筆者建議新肇油田下步調(diào)整在剩余油分布研究的基礎(chǔ)上，以單砂體為中心，以井組動(dòng)態(tài)注采關(guān)系為主線，研究影響流體運(yùn)動(dòng)主控因素的詳細(xì)權(quán)重，靈活制定綜合調(diào)整政策。

五、結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.通過動(dòng)態(tài)分析新肇油田開發(fā)各階段見水特征，認(rèn)為不同開發(fā)階段影響流體運(yùn)動(dòng)的主要控制因素存在變化，目前階段以砂體分布和井網(wǎng)為主。鑒于篇幅所限，僅研究了宏觀因素，并未研究不同層次影響因素。

2.結(jié)合剩余油分布和見水特征情況，認(rèn)為新肇油田剩余油呈現(xiàn)出分區(qū)性，應(yīng)根據(jù)不同區(qū)塊井組區(qū)別對待，采用不同水動(dòng)力學(xué)采油方法調(diào)整。

3.建議根據(jù)新肇油田砂體零散實(shí)際，研究單砂體內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)，為下步措施挖潛提供依據(jù)。

[1]張引，姜海濤.裂縫型新肇油田精細(xì)解剖[R].大慶油田公司.第九采油廠地質(zhì)大隊(duì).2010.

[2]胡慧婷，李占東，蘇書震，劉紹軍，潘堅(jiān).松遼盆地長垣以西中淺層三級構(gòu)造發(fā)育史及其對油氣成藏的控制作用[J].上海地質(zhì).2008（3）.

[3]樓章華，袁笛，金愛民.松遼盆地北部淺水三角洲前緣砂體類型特征與沉積動(dòng)力學(xué)過程分析[J].浙江大學(xué)學(xué)報(bào)(理學(xué)版).2004，31(2):211-215.