孫倩鈺

摘 要：林樊家油田地處山東省濱州市尚店以西、里則鎮(zhèn)以北，位于濟(jì)陽凹陷與惠民凹陷之間的林樊家凸起東部偏南。其中林東館三是具有邊底水的稠油油藏，蒸汽吞吐是其主要的開發(fā)方式。本文分析了該區(qū)塊油藏地質(zhì)特征，開發(fā)現(xiàn)狀，提出了提升開發(fā)效果的有效對(duì)策，并對(duì)實(shí)施效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。

關(guān)鍵詞：林樊家油田；油藏特征；開發(fā)狀況；開發(fā)對(duì)策；挖潛措施

1油藏基本概況

1.1 區(qū)域概況

林樊家油田地處山東省濱州市尚店以西、里則鎮(zhèn)以北，位于濟(jì)陽凹陷與惠民凹陷之間的林樊家凸起東部偏南。其中林東Ng3段1994年上報(bào)含油面積6.1km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量648×104t。

1.2 地質(zhì)特征

林東地區(qū)地層自下而上為孔店組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組，缺失沙河街組地層，館陶組披覆在東營組之上。館3段分為4個(gè)小層，其中Ng331、 Ng332是主力含油層，Ng342為次主力層。全區(qū)砂體間有穩(wěn)定的夾層發(fā)育。

1.3 構(gòu)造特征

林東地區(qū)地層西高東低，相對(duì)平緩（地層傾角1-2°），僅東部3、4號(hào)斷層處相對(duì)陡，主要以不規(guī)則的凸起和斷鼻為主。

1.4 儲(chǔ)層特征

館三段儲(chǔ)層巖性主要是細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖和粉砂巖，粒度中值0.16mm。礦物成熟度比較低。巖石顆粒磨圓度差，分選中等，風(fēng)化蝕變程度中等，以顆粒支撐為主，接觸關(guān)系為點(diǎn)接觸，膠結(jié)類型為孔隙-接觸式膠結(jié)。

1.5 流體特征

館三段油層原油為普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固點(diǎn)的特點(diǎn)。地面原油密度平均0.9710g/cm3。50℃脫氣原油粘度平均2464mPa.s。

1.6 溫壓系統(tǒng)

館三段油層溫度47～51℃，油層壓力9.26～10.14MPa，屬常溫常壓系統(tǒng)。

2主要工作及效果分析

2.1新區(qū)精細(xì)研究，新建接替產(chǎn)能

2010-2012年針對(duì)林東館三開展精細(xì)地質(zhì)研究與工藝攻關(guān)配套，編制產(chǎn)能建設(shè)方案，先后對(duì)Ng33動(dòng)用建產(chǎn)，設(shè)計(jì)完鉆水平井33口，采用蒸汽吞吐開發(fā)，初期平均單井產(chǎn)能達(dá)到16.8t/d，累建產(chǎn)能5.7×104t。

2018年利用單井鉆、測、錄資料，按照“單井-剖面-平面”三個(gè)層級(jí)對(duì)林東Ng34層研究儲(chǔ)層平面發(fā)育情況，進(jìn)行儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)，在有效厚度大于3米的區(qū)域部署新井6口，采用水平井熱采開發(fā)，新增動(dòng)用含油面積0.51km2，儲(chǔ)量30.1×104t。初期平均單井產(chǎn)能8t/d，新建產(chǎn)能0.85×104t。

2.2工藝技術(shù)攻關(guān)，稠油轉(zhuǎn)周提質(zhì)提效

2.2.1 邊部井采用溫敏凝膠和氮?dú)鈪f(xié)同堵水調(diào)剖

林東塊自2013年以來使用氮?dú)馀菽{(diào)整吸汽剖面，大部分井已進(jìn)行過兩輪調(diào)剖注汽。從轉(zhuǎn)周效果上看，無論是從周期日油水平，還是從油汽比上看，周期效果逐漸變差。近兩年對(duì)8口井實(shí)施了溫敏凝膠復(fù)合堵調(diào)。與上周期對(duì)比，本周期復(fù)合堵調(diào)井注汽量有所降低，峰值日產(chǎn)油上升了0.5t/d，總體效果好于上周期。

2.2.2內(nèi)部井采用多元熱流體增能降粘

林東館三內(nèi)部油井采用多元熱流體吞吐工藝1口，多元熱流體采油技術(shù)實(shí)質(zhì)上是一種利用氣體 （N2、CO2）與蒸汽的協(xié)同效應(yīng)，通過加熱和氣體溶解降粘、氣體增壓、氣體擴(kuò)大加熱范圍和減小熱損失、氣體輔助原油重力驅(qū)等綜合機(jī)理來達(dá)到增產(chǎn)效果。從實(shí)施效果上看，試驗(yàn)井林7-平22井見油前排水天數(shù)由上周期的11天下降到本周期4天和排水量由上周期的247m3下降至本周期的56m3，峰值日油由上周期的5.6t/d上升至本周期的9.1t/d，見到了較好的試驗(yàn)效果。

2.2.3采用均勻注汽管柱提高注汽質(zhì)量

針對(duì)籠統(tǒng)注汽條件下水平井段吸汽不均的情況，在水平井段的注汽管柱上增設(shè)多個(gè)注汽閥，通過注汽閥在注汽過程中對(duì)水平井段同時(shí)作用，達(dá)到提高水平段動(dòng)用程度的目的。從實(shí)施效果上來看，試驗(yàn)井林7-平26井峰值日油由4.4t/d上升至11.3t/d，周期油汽比由上周期0.4上升至本周期1.0。

3 下步工作方向

3.1 動(dòng)靜態(tài)結(jié)合勤分析，深挖潛力控制遞減

針對(duì)林東館三油藏厚度薄、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，綜合測井、取芯等各項(xiàng)資料，深入開展區(qū)塊沉積微相研究，逐步展開稠油建模數(shù)模工作，利用數(shù)值模擬技術(shù)研究剩余油分布狀況，為區(qū)塊高效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。同時(shí)工作中需要加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測力度，依托定點(diǎn)溫壓測試、吸汽剖面測試、溫壓剖面測試、示蹤劑測試、電磁探傷測試等結(jié)果，認(rèn)清單井具體動(dòng)用情況，認(rèn)清單井井下管柱破損情況，認(rèn)清油藏動(dòng)態(tài)開發(fā)形勢，指導(dǎo)林東館三的開發(fā)調(diào)整。

3.2 攻關(guān)接替技術(shù)研究，探索稠油開發(fā)出路

針對(duì)林東館三虧空大，內(nèi)部能量不足，邊水逐漸推進(jìn)、吞吐效果逐漸變差的情況，堅(jiān)持開展技術(shù)攻關(guān)，解區(qū)塊開發(fā)的燃眉之急。下一步計(jì)劃開展堵調(diào)技術(shù)、間歇性伴注氮?dú)獾燃夹g(shù)攻關(guān)，探索新的高產(chǎn)模式，提高區(qū)塊開發(fā)效果。

3.3 動(dòng)用油水過渡帶儲(chǔ)量，增加經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量

林東館三區(qū)塊剩余282.8×104t未動(dòng)用儲(chǔ)量主要位于油水過渡帶，儲(chǔ)量動(dòng)用難度大。2017年針對(duì)未動(dòng)用儲(chǔ)量開展地質(zhì)研究，發(fā)現(xiàn)早期認(rèn)識(shí)的Ng33小層?xùn)|部油水過渡帶為1套砂體，層薄、底水易錐進(jìn)，難以動(dòng)用。實(shí)際可將Ng33小層可細(xì)分為2個(gè)獨(dú)立砂體，且Ng331、 Ng332砂體之間有夾層發(fā)育， Ng331小層為純油區(qū)，為落實(shí)Ng331東部產(chǎn)能部署評(píng)價(jià)井林7-平51，該井2016年7月冷采投產(chǎn)，峰值日油4.6t/d；2018年1月熱采試驗(yàn)，注汽過程中壓力下降，開井后含水上升至95%。雖然Ng331東部的產(chǎn)能是落實(shí)的，但是受開發(fā)方式限制Ng331東部86×104t儲(chǔ)量難以動(dòng)用。下步計(jì)劃對(duì)評(píng)價(jià)井林7-平51井開展冷采降粘試驗(yàn)，試驗(yàn)成功后可部署新井6口，新增動(dòng)用含油面積0.66 km2，新增動(dòng)用儲(chǔ)量35.4×104t。

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