大208扶杨油藏稳产技术研究

李天民

摘 要：大208油藏经过近15年的开发，采收率只有17.6%，采出程度只有9%，开发水平较低，对制约开发的主要问题分析不清，对策不明。通过对已动用层电性、物性、构造与产出关系的分析，及对三维地震资料的进一步精细解释，初步明确了制约开发的主要因素，也开展了相关试验，取得一定效果。依据取得的认识，开展井别互换，提高水驱控制程度；大排量压裂，提高单井产量；做好外扩新井论证，做好产能建设工作。

关键词：大208油藏 深化认识 采收率

中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2019）02（b）-0104-02

大208扶杨油藏于1994开始采用300m井距、扭转45°正方形反九点面积井网注水开发，主要开发F10、F12、F14、F18、F21、F24、F25等层段。油藏投入开发以来，历经两次大的井网加密调整、外扩，尽管井距进一步缩小，但油藏开发效果一直较差；与储层丰度、物性相当的H75扶余油藏相比，其开发效果也远差于H75扶余油藏。为此，重新系统开展小层精细对比研究、并应用三维地震资料进一步修正小层对比结果。研究结果表明井间砂体连通差、水驱控制程度低是制约开发效果的根本原因。据此有针对性地开展了以提高水驱控制程度为目标的井网调整工作、以提高单产量为目标的措施试验工作、提高动用地质储量为目的的产能建设工作，确保实现产量综合不递减。

1 区域地质概况

大208扶杨油藏位于吉林省大安市境内，属于三角洲平原沉积的断块油藏，顶界面总体构造形态为被断层复杂化的大型北倾鼻状构造，构造轴向呈北北东向，南高北低，两翼不对称，东陡西缓。东翼地层倾角4°～6°，西翼2°～4°。构造海拔高度从-1900～1400m，现今构造高点在大203井附近。大安构造被一系列北西向的断层所切割，依附于这些断层，形成一系列断鼻、断块构造圈闭。

2 开发中存在的主要问题

大208油藏历经近15年的开发，采收率较低且处于低水平开发，生产过程中面临诸多问题，困扰着油藏的发展，主要表现在以下几个方面。

2.1 采收率较低，制约因素不明确，对策不清晰

大208油藏投注开发后，注水见效不明显，采收率较低，经过两次井网调整，仍没有明显改善。2007年加密为106m线性井网，新井初产高，但水淹速度快；2011年加密为212m线性井网，老井递减快，注采见效特征不明显。

2.2 特低渗透储层，产液水平低，见效特征不明显，识别难度大

油井单井产液量下降，高束缚水饱和度（45%）、高残余油饱和度（35%），且油相渗透率下降快，水相渗透率又升不起来，产液水平低，注水见效特征不明显。

3 主要研究内容

3.1 地层精细划分对比

充分利用前人研究成果，结合开发动态和钻井资料，进行了油藏内油层组、砂岩组、小层和单层的划分对比，重点是小层和单层的精细划分对比。

油层属于下白垩系泉头组四段和三段地层，为一砂泥岩沉积。结合早期研究成果，开展小层精细对比工作，将扶杨油层划分为25个小层，44个单砂层。其中扶余油层4个砂组、12个小层、20个单砂层，杨大城子油层3个砂组、13个小层、24个单砂层。

有以下特点：钻遇砂岩层数多，但厚度较薄，而且油层、差层钻遇率相对较低；从油藏剖面图上可见，从中部向两侧厚度减薄、层数变少；砂体呈现出条带状，侧向尖灭快。

3.2 三维地震资料精细解释

由于构造和断层分布的复杂性，以及地层砂体分布的不连续性，造成储层砂体可能存在测井曲线显示连续，但实际并不连续。通过精细小层对比和地震剖面对比，研究储层实际连通情况。将合成地震记录、分层叠加到地震剖面上进行连井层位标定，为井间连通分析奠定基础。

对大208区块内164口井进行合成记录，确定时深关系，把测井井数据投影到三维地震连井剖面上，全区44个井组进行连通验证，根据测井曲线有1947层连通好，但结合三维地震数据看，存在265个小层，13.6%实际并不连通。

3.3 储层连通情况及水驱控制程度核定及分析

砂体以单向、双向连通为主，占75%以上。以井组为单元统计（单砂体），水驱控制程度低，只有55.8%，原72.4%（未细分单砂体）；油井为单元的水驱控制程度也较低，只有58.4%。

3.4 油井见效类型及特征分析

依據产液、含水变化规律，综合判断注采见效及见效类型。注水见效比例及方向：井距越小，见效比例越高；注水见效与动用厚度关系不明显；见效方向规律不明显，分析注水与井网、物性、构造等综合因素有关。向西-北方向注水见效时间短，分析是由于物源来自西-北方向，越接近物源，物性越好。

注水见效类型：以孔隙、孔隙-裂缝型见效为主；裂缝、孔隙裂缝型主要存在与小井网及断层附近；孔隙型主要分布于内部。

4 取得成果及认识

（1）水驱控制程度低：大208扶杨油层属于三角洲平原沉积环境为主，水下分流河道沉积占主体，河道摆动频繁，砂体展布、连通复杂，储层连通差。水驱控制程度只有55%左右，控制程度低。

（2）地层压力较高，但是产出低，渗流通道不畅通：目前压力保持水平为原始地层压力的79.5%，但是，单井产液只有1.1t（初产的46.2%），能够建立注采关系，但是通道不畅，导致单井产量低。

5 下步重点工作

（1）井网转换实验。

井别转换先期试验：通过精细对比，结合三维地震，开展井别转换4井次，控制程度明显提高。

试验效果：初期增液不增油，增油主要为D9-2高产液。整体效果初期增油明显，后期递减快，新井网尚未发挥注水稳产的作用。

下步对策：对水转抽的大4-13进行压裂提产（目前日增油0.6t）、大9-2进行分层测试后封堵高含水层，压裂低含水层。

（2）储层重压改造。

在砂体发育延展性好的层位进行重复压裂，增大泄油面积。利用三维地震资料，分析砂体展布情况，在砂体发育延展性好的层位进行压裂，增大泄油面积，提高单井产能。2017年实施3口，有效3口，目前平均单井累增油138t，目前仍然有效。

针对目前产量低、采出程度低的现状，2019年开展集团压裂。目前产液量低于1.2方，累产低于邻井的压裂潜力井58口，同时优选压力水平高及同一平台进行压裂。

（3）产能建设部署新井。

大208区块内无井位控制区域多，面积总共达1.9km2，未动用地质储量75万t。

布井思路：通过三维地震精细技术，提取地震属性，在砂体分布有利区部署独立井点。综合各层单砂体发育情况，部署新井井位21口，预建产能0.95万t。根据井位预钻井砂体及区块构造、周围老井产出状况，共分3批次。

参考文献

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