胜一注聚扩大区韵律层挖潜实践与认识

王春霞　张秀梅

【摘 要】目前，胜一区注聚扩大区整个单元处于含水回弹期，研究隔夹层的有效性及遮挡性，对沙二11高含水厚层进行精细对比划分，寻找剩余油潜力，取得了较好的效果。本文详细论述了通过细分韵律，认清储层纵向和平面上的非均质性，进而研究油藏的水淹规律和剩余油分布规律，认清单元存在的潜力，以利于下步的挖潜和注采方案调整。

【关键词】注聚扩大区；含水回弹；沉积相

1.基本概况

1.1油藏概况

胜一区沙二1-3注聚扩大试验区位于1-3单元西部，北部以7号断层为界与T15断块相连，东面与实验先导区相邻，南部和西部与边水相连，构造部位较先导区高，西部和顶部被大小14条正断层切割而复杂化，呈扇形构造分布形态，含油面积13.91km2，地质储量2651万吨。

沙二段1-3砂组泥岩以棕色、杂色以及灰绿色为主，为陆上沉积环境，主要是三角洲平原亚相沉积，交织河道砂是其主要的骨架砂体。三角洲体系中交织河的主要分布状态是部分交织，放射状的分流相互交汇。

胜一沙二1砂层组沉积特征：沙二段1砂组为浊流相沉积，1砂组分为4个小层，1砂组的砂体主要集中在1小层，从1小层到4小层砂体厚度和发育规模逐渐减少。砂体在平面上表现为网状交织的条带状河道砂体形态。沙二11层发育最好，全区分布，厚度较稳定，局部有小范围尖灭。浊流中心相砂体发育最好，砂厚4～7m，渗透率高。12层主体发育浊流中心相，砂体厚度大，孔渗性好，西部区域主体局部发育侧缘相和湖相，砂厚小，发育差，孔渗性差。

胜一沙二2砂层组沉积特征：沙二段2砂组，发育为多条河道组成的网状河道格架砂体，各分支河道明显呈条带状分布。平面上，各条河道砂体厚度较为平均值，只是东边河道厚度略高于西边。每条河道砂都呈现河道中间厚、向河道两旁逐渐变薄的趋势。河床微相砂体发育最好，厚度大、孔渗性好、渗透率高，向两侧厚度变薄，渗透性变小，而泛滥平原微相和河漫滩微相发育较差。

胜一沙二3砂层组沉积特征：3砂组呈网状河道分布，表现为交织的条带状的砂体。主要发生垂向加积沉积作用，河道两旁发育天然堤沉积单元，河道主要靠冲裂作用形成网状交织的形态。网状河道之间是广阔的分流间沉积，由河道伸向分流间的指状或扇形砂体，为决口扇沉积单元。3砂层组与2砂层组一样，发育河床微相、泛滥平原微相和河漫滩微相。

1.2注聚扩大区开发现状

扩大区自2002年3月开始注聚开发，第一段塞2002年12月底完成，较注聚初期，开井数增加16口，日能力增加203t/d，综合含水下降2.1%，注聚初显见效；第二段塞2012年1月开始，2013年6月综合含水降至最低87.1%，日油670t/d，随着含水回弹井数不断增加，产量呈下降趋势，目前油井数103口，日产液能力5920m3/d，日产油能力642.4吨/天，综合含水89.1%，平均动液面670m，注聚井开井数48口，日注能力5079m3/d，平均设计浓度1700mg/L。

2.聚驱开发特点及开发思路调整

随着注聚的开发，扩大区整体开始含水回弹，注聚开发呈现出以下几个特点：

2.1油井见效早、回弹早

注聚预测最低含水86.6%，注聚一年四个月后降至最低值87.1%，通过实际曲线与预测曲线的对比，其呈现出见效早、回弹早的特点。

2.2层间矛盾严重，导致层间吸聚状况差异较大

注聚扩大区层内非均质性严重，砂体纵向上差异较大。注聚初期由于层间差异，各层间吸聚状况存在差异，通过水井吸水剖面资料可看出， 11层为主要吸聚层；通过油井产液剖面可看出，11层为主要产出层。统计初期各层吸聚量，11层注入量最大，其他层远远低于11层，从资料显示，注聚初期表现为11层单层见效，其他层见效相对较差。

由于扩大区平面、层间存在的差异，注聚初期为11层单层见效，在11层含水回弹后，对次主力层35层进行挖潜，进行层间接替。随着注聚开发，35层也开始出现含水回弹，针对11层、35层的含水回弹，层间接替措施又转向了非主力层的2砂层组。10N84井区代表了整个扩大区的开发思路转变，整个单元在通过水井调整、油井改层等系列措施后，发挥了次主力层、非主力层的潜力，取得了一定的效果。

3.胜一沙二11韵律层划分及潜力分析

通过对比胜一沙二1-3单元井区内油水井曲线，发现11层内存在明显的韵律，将其细分为111、112、113三个小韵律层。

（1）韵律层物性特征：通过对胜一区油水井曲线对比，划分韵律，并对各韵律层的物性进行统计，发现在平均厚度、平均渗透率上都有很大的差别。其中112为厚度最大、渗透率最高的储层，其次为111层，最差为113层。

（2）各韵律层沉积特征：通过做出111层等厚图和等渗图看出：111砂体具有连续性，但厚度变化较大。于是将111层按砂体厚度、渗透率为依据初步划分出沉积相带，与原始解释的111沉积相图对比，新解释的111沉积相发生了很大的变化，主河道流也是成条带状分布，但主河道流向发生较大偏移，侧缘相沉积面积较原始图大；沙二112层沉积相与原始解释相同，主河道大面积连同；沙二113只在西北部局部发育，面积较小。

（3）隔夹层特征及分布：11韵律层之间发育泥质隔夹层，111与112间泥质隔夹层发育稳定，平面上连续，112与113间泥质隔夹层，只在西部局部发育。岩性特征为泥岩、粉砂质泥岩，厚度为0.2-1.5m，横向分布稳定。电性特征自然电位回返明显，微电极曲线值低，声波时差大

（4）韵律层间潜力分析。

在11层开采时，由于层内韵律间物性差异，渗透性最高、厚度最大、连通性最好的112层为主要出力层，采出程度最高，水淹程度严重，而渗透性较差的111层与113层动用程度低，采出程度低，水淹程度低，剩余油富集。目前生产沙二112层的油井49口，综合含水93%，含水回弹速度较快。通过新井测井曲线反应可证明112层目前剩余潜力较小，剩余油应集中在111层和113层。

4.韵律层挖潜效果评价及认识

4.1沙二111韵律层挖潜

首先选取有一定剩余储量，位于主河道中心相位置，111韵律层有一定厚度、渗透率的油井，根据选井原则，选取5口油井进行111韵律层的措施挖潜，初期增油79吨/天，截止2013年1月已累计增油18402.8吨。在111层主河道措施挖潜的同时，对侧缘相带油井也进行措施挖潜，措施井5口，措施效果较差，主要存在能量较差与出砂问题。

4.2沙二113韵律层挖潜

在沙二111措施挖潜取得好的效果后，对沙二113也进行了措施挖潜。选取1257井，曲线反应较好，厚度较大，渗透率较高，该井的113层与112间有明显的泥质隔夹层，对其11高含水层进行卡封，补孔113，措施初增油11.7t/d，效果明显。对比周围油井曲线，1243井113发育较好，对其进行措施挖潜，目前该井刚开井，效果待观察。

4.3完善韵律层井网

油井生产韵律层后，水井依然吸聚在112层，造成111层、113层无注聚井，只采不注，生产井能量下降，下步通过水井调剖、扩射等措施来完善井网。

5.结论与认识

（1）沉积微相控制了岩性，进而又与物性密切相关，不同的沉积微相具有不同的水淹规律，因此研究沉积相对于认识剩余油分布，搞好高含水期油田开发具有重要意义。

（2）沙二11层内韵律层内，由于层间沉积不同，存在层间差异，物性最好的112成为主力层，采出程度高，水淹程度严重，剩余油分布在111、113层。通过对韵律层的沉积相的重新认识及油井措施效果分析，作为下步措施上产的主要方向。 [科]