沈塵

摘 要：針對區(qū)塊地質(zhì)情況不清、低采油速度、采出程度現(xiàn)狀，為了恢復(fù)斷塊產(chǎn)能，提高油藏開發(fā)效果，對區(qū)塊進行了精細地質(zhì)研究，分三個油組對其構(gòu)造、儲層發(fā)育和油水關(guān)系進行重新落實，并對其資源量進行了重新復(fù)算，為下步對全塊進行開發(fā)部署提供了可靠的地質(zhì)依據(jù)。

關(guān)鍵詞：構(gòu)造復(fù)雜;低速開發(fā);提高采收率

1油藏概況

錦9塊（大）位于遼河坳陷西部凹陷西斜坡歡曙上臺階中段錦16塊下部，1996年區(qū)塊大凌河油層上報含油面積0.9Km2，地質(zhì)儲量39×104t。原始地層壓力20.6MPa，飽和壓力19.44MPa，地層溫度720C，油層中深2075m。

到目前為止，該井區(qū)8口井揭示大凌河地層，其中在5口井見到油氣顯示。在3口井進行試采。自1980年進行試油后，一直存在著構(gòu)造、儲層及油水關(guān)系復(fù)雜的問題，且僅7-308和6-317井投入了開發(fā)，至2002年，區(qū)塊基本處于停產(chǎn)狀態(tài)，針對區(qū)塊低采油速度、采出程度現(xiàn)狀，為了恢復(fù)斷塊產(chǎn)能，我們對區(qū)塊進行了精細地質(zhì)研究，并利用研究成果利用錦16塊開發(fā)井錦2-6-更007井加深至大凌河油層，見到良好油氣顯示，投產(chǎn)后獲初期日產(chǎn)氣49000m3/d，目前日產(chǎn)氣4.4340×104m3/d，已累產(chǎn)氣1759.6×104m3的良好效果。

2地質(zhì)再認識

2.1層組劃分

運用對比標準層、沉積旋回的可劃分性、巖電關(guān)系及油水關(guān)系對該塊大凌河油層重新進行了層組劃分。共分為了3個油層組，即大Ⅱ1、大Ⅱ2、大Ⅱ3。

2.2構(gòu)造特征

錦9大是由二條斷層挾持的一個巖性構(gòu)造油氣藏，每條斷層均有油井控制，斷層落實程度較高，大Ⅱ1西部為一背斜構(gòu)造，東部為一斷鼻構(gòu)造;大Ⅱ2、大Ⅱ3均為斷鼻構(gòu)造。

2.3砂體發(fā)育

大Ⅱ1油層組在塊內(nèi)發(fā)育較廣，且較厚，從鉆遇油井看，一般砂體厚度都在100-150m左右，而大Ⅱ2油層組在塊內(nèi)中部較發(fā)育，向低部位尖滅，在6-317井附近最厚，達33.0m，在7-308井、6-308井、4-307井完全尖滅，無砂體發(fā)育，其大Ⅱ3砂體發(fā)育主要在兩個主河道附近，其一是錦2-7-308井附近，其二是錦2-6-更007井附近，當初建議錦2-6-更007井加深至大凌河也是基于此，大Ⅱ3砂體表現(xiàn)為錦2-7-308井區(qū)和錦2-6-更007井區(qū)的兩個透鏡體，錦2-6-更007井發(fā)育30.1m/10層，在錦2-7-308井發(fā)育43.2m，而在5-307井、6-308井6-317井及錦9井均不發(fā)育。

2.4儲層物性

大凌河儲層屬于重力流沉積砂體，巖性主要為灰白色砂礫巖和中細砂巖，碎屑組成主要為石英、長石，磨圓次棱角狀—次圓狀，分選差，膠結(jié)疏松。儲層間夾深灰色泥巖;有效孔隙度17.0%?？諝鉂B透率61×10-3μm2。

2.5油水分布控制因素及油層發(fā)育狀況

由油水分布控制因素知，該塊油層發(fā)育主要受到砂體發(fā)育和構(gòu)造的雙重控制，且大Ⅱ1、大Ⅱ2、大Ⅱ3各套油層組的油水界面與含油幅度均不一致，具體為：大Ⅱ1油組油層發(fā)育在構(gòu)造的兩個高部位錦9附近、4-3006井附近含油，并存在氣頂，其油氣界面為-1978m，含氣幅度11m;油水界面-1986m，含油幅度為8m;大Ⅱ2油組油層發(fā)育也在構(gòu)造的高部位錦9井區(qū)含油，油水界面為-2115m，含油幅度為23m;大Ⅱ3油組油層發(fā)育分兩種情況：錦2-6-更007透鏡體的油層發(fā)育主要受砂體發(fā)育即巖性控制油水界面在2185m附近，含油幅度約為33m，而錦2-7-308砂體的油層發(fā)育一方面受砂體發(fā)育控制，另一方面也受構(gòu)造控制，在其微高點錦2-7-308井區(qū)含油，油水邊界為-2165m，含油幅度為5m。

2.6流體性質(zhì)

地面原油性質(zhì)：原油密度（200C）0.828g/cm3，粘度（500C）2.7mPa.s，凝固點21℃，含蠟4.64%，含硫0.008%，膠質(zhì)瀝青含量5.14%。地層原油密度0.617g/cm3，地下原油粘度1.0 mPa.s。地層水總礦化度為4830mg/L，水型為NaHCO3。

2.7油藏類型

由于大Ⅱ的三個油層組油層控制因素不一致，其油藏類型也不一樣，大Ⅱ1油層是受構(gòu)造控制以及邊底水作用，因此應(yīng)為構(gòu)造邊底水油藏，大Ⅱ2油層組主要受構(gòu)造控制，同時巖性對其也有一定的影響，應(yīng)為巖性構(gòu)造邊底水油藏，同理大Ⅱ3油層組應(yīng)為構(gòu)造巖性油氣藏，

3增儲增產(chǎn)

3.1儲量計算

除原上報儲量外，通過錦2-6-更007井加深鉆探，新增另一透鏡體氣藏，預(yù)計可增加含氣面積0.25Km2，新增天然氣儲量8000×104m3。

3.2增產(chǎn)效果

錦2-6-更007在大Ⅱ3發(fā)現(xiàn)良好油氣顯示后，于2003年1月1日投產(chǎn)23.7m/7層。采用4mm油咀自噴，初期日產(chǎn)氣49000m3/d，不含水，油壓16.5Mpa，套壓17.5Mpa;目前日產(chǎn)氣2.6303×104m3/d，日產(chǎn)水33 m3/d，油壓7.6Mpa，套壓12.0Mpa;已累產(chǎn)氣1368.8256×104m3，累產(chǎn)油120t，天然氣按采收率75%計算，可采天然氣6000×104m3。

4油藏生產(chǎn)特點

4.1大Ⅱ1油組邊底水活躍

從油井試油及生產(chǎn)情況看，該塊大Ⅱ1組邊底水較活躍，錦9在對Ⅱ上進行試油時，日產(chǎn)氣47472m3/d，而日產(chǎn)水為103 m3/d，在從油井生產(chǎn)情況看，錦2-6-317井生產(chǎn)大Ⅱ1時，初期日產(chǎn)油在50t/d以上，但僅生產(chǎn)2月后就見水，且不久便高含水，說明其邊底水作用活躍。

4.2儲量控制程度較低，采出程度低

由于該塊油井除7-308井對大Ⅱ3進行投產(chǎn)外，其余油井在試油后均上返興隆臺生產(chǎn)，還未動用，目前僅大Ⅱ3的另一透鏡體錦2-6-更007透鏡體有1口井在生產(chǎn)大凌河油層，因此，儲量控制程度較低，儲量采出程度低。

4.3部分油井因固井質(zhì)量影響生產(chǎn)

5結(jié)論及建議

5.1加強地質(zhì)研究，是實現(xiàn)增儲增產(chǎn)的基礎(chǔ)，錦9塊大凌河油層通過精細研究，實現(xiàn)了新增儲量8000×104m3，實現(xiàn)年增氣1402.8×104m3。

5.2在錦9塊錦9井附近重新部署開發(fā)井，提高儲量控制程度。