赵凹油田泌304区低渗透油藏开发探索与实践

李会娟，王 琪，黄 兰，李 讴，张 燕

（1.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.中国石化东北油气分公司勘探开发研究院）

赵凹油田泌304区低渗透油藏开发探索与实践

李会娟1，王 琪1，黄 兰2，李 讴1，张 燕1

（1.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.中国石化东北油气分公司勘探开发研究院）

赵凹油田泌304区是一个低孔低渗断鼻构造油藏，平均孔隙度为13.6%，平均渗透率为22.5×10－3μm2，主要含油层系是核桃园组核一段和核二段。泌304区于2007年投入开发，在开发上具有油井投产初期产能差异大、注水井吸水能力差等特点。经过近几年的开发探索，总结出对于低渗透裂缝油藏，调整井排方向与裂缝发育方向一致、完善井网、压裂油层改造等开发技术可以有效改善开发效果，提高储量动用程度。该区目前平均单井日产油量4.4t，综合含水72.43%，采出程度2.12%，采油速度0.68%。

泌304区；低孔低渗；断鼻构造油藏；完善井网；压裂油层改造；开发效果

1 地质概况

泌304区位于河南省桐柏县境内，构造位置位于泌阳凹陷南部陡坡带中部，东临泌293区块，西临泌301区块，南到平氏、栗园一带，北至安棚油田。泌304区叠合含油面积1.28 km2，地质储量452.26×104t，油藏埋深533.6～1 680.0m，平均孔隙度为13.6%，平均渗透率为22.5×10－3μm2，为低孔低渗断鼻油藏类型。

1.1 地层特征

泌304区地层目前只钻至核三上段，含油层位主要分布在核一段（H1）、核二段（H2）（表1）。核一段为灰绿、灰及褐灰色泥岩与灰白、浅灰色细砾岩、砾状砂岩呈不等厚互层，夹棕红色泥岩；核二段为深灰、灰色泥岩、白云质泥岩及泥质白云岩与浅灰、灰白色细砾岩、砾状砂岩及细砂岩不等厚互层。

表1 泌304区H1、H2小层划分简表

1.2 构造特征

泌304区构造较简单，构造形态为一由南向北倾伏的断鼻构造，各层的断鼻向北北西方向倾伏，轴向为340～360°之间，高部位紧靠边界断层，该鼻状构造在廖庄组～核二段构造形态明显，从下至上具有一定的继承性［1］。

1.3 沉积特征

泌304区为近源水下扇沉积，可分为扇根、扇中、扇端3个亚相，储层岩性变化快，物性变化大。岩性主要以砾岩和砂砾岩为主，大部分具块状层理。砾石成分复杂、大小不均、呈次棱角、杂乱分布、泥质含量高、分选差，反映了近岸近物源、短距离搬运、快速沉积的特点。

1.4 储层特征

通过对泌304区取心井油层物性统计，岩性以砾岩、中粗砂岩、含砾不等粒长石岩屑砂岩及砂砾岩为主；岩屑成分复杂，以变质岩为主，其次为火成岩；碎屑分选差，磨圆度次棱－次圆状；颗粒间以线接触－点接触为主；胶结类型主要为孔隙式，成分成熟度低。岩石类型主要为岩屑砂岩（46.15%）、石英砂岩（33.5%）、长石岩屑砂岩（13.7%）；杂基主要为粘土，粘土矿物含量一般平均为4.81%。胶结物以碳酸盐类为主，碳酸盐平均含量为9.78% 。本区孔、渗具有主体部位高，两侧及北部低；相对高孔、高渗呈条带状分布，延伸方向大致为南北向，多数单层的孔、渗向扇根部位有变小的趋势［2］。

1.5油藏特征

泌304区油藏类型为受构造和岩性控制的未饱和层状油藏［3］。油层平面展布变化大，呈中－厚层状，各含油小层油水界面不统一，地层水以边水形式出现，无底水。储层流体特征见表2。

表2 泌304区储层流体特征

2 开发历程及开采特征

2.1 开发历程

2006年在栗园断鼻构造部署的泌304井于H1－H2段钻遇油层，对两段目的层试油分别获日产油5.2m3和10.05m3的工业油流，发现了一个新的含油构造，进一步扩大了该区的储量规模。当年上交控制石油地质储量490.96×104t，随后部署的泌315、泌321、泌326、泌332等井相继钻遇大套油层，从而发现了泌304井区。2007年上交探明石油地质储量828.29×104t，并获得国家储委批准。

2007年部署了泌304区开发方案，分上、中、下三套层系开采，采用五点法井网，共动用地质储量452.26×104t（表3）。在泌304区的开发方案中，共部署油水井37口，于2007年开始分批实施。截止到2010年6月，泌304区共有油水井33口，累积产油9.6026×104t，综合含水72.43%，采出程度2.12%。

表3 泌304区开发层系划分一览表

2.2 开采特征

2.2.1 油井投产初期产能差异大

安4005井于2007年11月投产H2Ⅱ21小层，初期日产油14.8t、含水2.28%，截止到2011年12月31日，日产油5.7t，含水35%，累积产油23 341.0t，占下层系总累油量33%；而距该井220m的B321井在该层试油为油花，日产水2.36m3，油井产能差异极大。分析认为油井产能的差异与井钻遇油层所处沉积相带密切相关，安4005井在该小层沉积相带位于扇中的辩状河道上，物性较好，含油性较好；泌321井在该小层沉积相带位于水道间及水道侧缘部位，含油性差（图1）。

图1 H2Ⅱ21小层沉积微相

2.2.2 储层物性差，注水井吸水能力差

统计了泌304区7口井的吸水剖面，统计总厚度343.1 m，不吸水的层厚度为181.2 m，占总厚度的52.8%；吸水强度在0.1～2.0m3／（d·m·MPa）间的层厚度为128.2 m，占总厚度的37.4%。分析认为由于泌304区砂体规模小，变化快，储层低孔低渗，平面非均质性严重，注采井间难以建立有效的对应关系。

2.2.3 中层系注采井网不完善，水平井产能低，储量动用程度差

在泌304区开发方案的部署中，上、下层系井网较完善，而中层系由于含油面积较小（叠合含油面积0.52 km2），平均单井钻遇厚度较大（25 m 左右），考虑到以部署水平井来动用其储量。截止至2010年6月，中层系有生产井安平4、5、7、安4008、安4009井，层系累计产油约8 610 t，采出程度0.77%，H2Ⅰ6－9小层在主体部位无井控制，井网极不完善。而中层系的3口水平井：安平4、安平5、安平7，水平井产能低，远远没有达到设计要求，导致采出程度低，储量动用程度差（表4）。

表4 中层系水平井生产状况

3 开发探索与实践［4－8］

3.1 调整注采井排方向与裂缝方向一致

2009年4月，开发方案部署的37口井已实施完34口（安平3、安平6、安平8未实施），采油一厂先后对13井次压裂裂缝进行了裂缝监测，测试人工裂缝方向为北东40～70°及东南方向96～120°左右，主要为北东40～70°（图2）。根据压裂后监测结果及动态反应，参照安棚深层系现今地应力方向最新研究成果及大别－桐柏－秦岭地区的区域最大主应力方向（50°～70°），考虑目前井网注水井排方向为100°左右，明显与区域最大主应力方向不一致，讨论决定对泌304区井网进行调整为北东向45°左右，调整后的注水井排基本平行人工裂缝方向。本次注采井排方向的调整，使注入水容易沿着注水井排（裂缝方向）形成均匀的水线，油藏的驱替效率较高。

图2 泌304区压裂裂缝方位分布

3.2 完善井网

考虑到中层系井网控制程度差，储量动用程度低，2010年方案部署主要对中层系进行井网完善。根据油砂体平面分布及纵向叠合情况，采用直井进行开发；直井部署中井网、井距充分考虑上、下层系注采情况、油砂体叠合、沉积微相分布情况及裂缝监测结果，采用规则井网与非规则井网相结合，灵活地进行布井，最大限度地提高注采井网对油层的控制程度［4］。方案部署12口新井（图3），其中7口采油井，5口注水井。井网密度提高到27.03口／km2，平均单井控制地质储量7.97×104t。方案实施后，截止到2011年12月底，12口新井（5口注水井先排液）平均日单井产油5.1t，累积产油7 959.6t，占中层系储量的0.71%。

图3 中层系井位部署

3.3 实施压裂油层改造技术

泌304区为近源水下扇沉积，砂砾岩体规模小，砂体变化快，储层物性差，大部分井自然产能低，因此建议对油井进行压裂油层改造。从油层改造情况看出，10口井压裂后日增油51.44 t，效果较好。因此，对部分物性差、自然产能较低的油层进行压裂改造可以有效改善油层导流能力，提高油井产能。

4 结论

在开发过程中，应密切关注注水井与采油井之间的对应关系，防止注水井无效注水、油井不受效，并及时调整吸水剖面，防止注水突进，造成油井暴性水淹。

合理的井网井距能加快采油速度，有效提高储量动用程度。

对低孔低渗透油藏，储层压裂改造能有效增大渗流通道，有效改善油层导流能力，提高油井单井产能。

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Zhaowa oilfield is a low porosity and low permeability faulted nose reservoir，average porosity is 13.6%，the average permeability is 22.5×103μm2，main oil－bearing layer is the Hetaoyuan formation I and II section.Bi 304 block was brought into development in 2007，initial oil well production capacity difference is big，water injection well water absorption capacity is bad.After recent years of development and exploration，developing technology for low permeability fractured reservoir as adjusting well pattern matched to fracture direction，perfect well pattern and fracturing reservoir transformation is summarized ，which can effectively improve the development effect，and improve the producing degree of reserves.Currently the district average oil production of single well is 4.4 t，composite water cut is 72.43%，the producing degree is 2.12%and the recovery rate is 0.68% .

79Development practice and exploration of low permeability reservoir in Bi 304block of Zhaoao oilfield

Li Huijuan et al（Petroleum Exploration and Development Research Institute，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Nanyang，Henan 473132）

Bi 304 block；low porosity and low permeability；faulted nose reservoir；perfecting well pattern；fracturing oil layer transformation；development effect

TE348

A

1673－8217（2012）04－0079－03

2012－01－15；改回日期：2012－03－06

李会娟，1984年生，2007年毕业于长江大学资源勘查工程专业，现从事油气田开发地质研究工作。

吴官生