雷41块难采储量动用研究及对策

安新蕾

摘 要：雷41块为块状底水岩性构造油藏，受储层物性差、油层分布不均等因素制约，直井生产效果不理想，区块面临低产低效的艰难局面。现阶段石油企业经济效益低迷，我们针对雷41块的开发现状，对油藏进行再认识并优选开发井型。提出利用“水平井分层开发”雷41块，按照先“整体部署”后“分批实施”的原则，共部署水平井14口。截至目前实施投产2井次，区块日产油由4.5t上升至18.8t，实现产量翻番，在低成本的前提下使雷41块难采储量得到有效动用。

关键词：难采储量;水平井分层开发;提高采收率

0 引言

雷41块地理位置位于辽宁省盘山县陈家乡东8km处，

构造上位于辽河盆地西部凹陷东部陡坡带冷东断裂背斜带北部。西部为雷46块，东以冷48断层与冷家外带相邻，

北邻雷家北部低凸起，南接冷43断块区。上报含油面积0.64km2，探明地质储量295×104t，岩性为粒状砂岩和含粒不等粒砂岩为主，平均渗透率235.9mD，孔隙度19.6%，含油饱和度60%，有效厚度40.2～72m，泥质含量5.42%，50℃原油粘度193～833.1MPa.s，原始地层压力12.5～15.4MPa，

地层温度47～55.6℃，油藏类型为块状底水岩性构造油藏。

雷41块自1991年投入开发至今，先后经历了试油试采、常规+蒸汽吞吐和常规开采三个阶段，开发效果一直较差，从2001至今已处于低产低效阶段。截止到2014年12月（二次开发前），开发总井数19口，开井1口，平均单井日产油量0.3t/d，综合含水73.36%，全块累积采油11.42×104t，累积采水5.71×104t，采油速度0.08%，采出程度4.53%。

1 精细地质研究

1.1 构造特征再认识

雷41块为由东向西北倾末的断鼻构造，构造幅度140m，

高点埋深1350m，地层倾向SE，地层倾角4～10°。

钻井揭露的地层自下而上依次为：古近系沙河街组沙四段，沙三段，沙一二段，东营组及新近系馆陶组。含油目的层为S32段和S1+2段。

S32段：厚度150～220m，岩性主要为一套巨厚块状砂砾岩、含砾不等粒砂岩夹薄层砂岩、泥岩组合。

S1+2段地层在130～180m左右，岩性相对S32变细，隔夹层变多，下部单砂层厚度较大。岩性为灰色、深灰色层状含砾砂岩、粗砂岩夹薄层浅灰色泥岩、泥质粉砂岩。

1.2 沉积特征再认识

雷41块扇三角洲沉积体系以前缘亚相为主，沉积微相以水下分流河道和水下分流河道间为主，其他相不太发育。

参照区域沉积背景，物源来自东部中央凸起。S32时期，由于古湖盆地势较陡，物源较近，发育一套以陡坡近岸高密度重力流沉积体系，主要为近岸水下扇沉积。到S1+2时期，湖盆变缓，水体由西向东扩展，沉积由近岸水下扇变为扇三角洲沉积。

S32沟道岩性较S1+2粗，主要岩性为块状砾岩、砂砾岩，砾石直径5～8mm，发育有递变层理、平行层理，砾石排列叠瓦状构造，反映出主要是以重力流沉积为主。

S1+2水道微相岩性较粗，主要为粗砂岩、含砾砂岩、不等粒砂岩，砾石直径3～5mm。发育递变层理、平行层理。

S32平面上沟道砂体成带状展布，在不同时期各沟道发生横向变迁。S32段2、3、4、5砂巖组沟道相最为发育，且沟道细砾岩相发育范围最广。

S1+2时期，雷41块主要处于扇三角洲前缘亚相位置，以河道微相为主，所以该区沉积了较大厚度的砂体，S1+2段3、4砂岩组河道最为发育，平面上各河道在横向上摆动，断块中部主要发育河道相。

雷41块S1+2段砂体发育，总体为北东～南西条带状展布，砂岩组平均厚度35m，单层砂体厚度1～10m，为中厚层状砂体。

雷41块S32段砂体发育，总体为北东～南西条带状展布，平均砂岩厚度22.1m，单层砂体厚度大于10m的砂层占88.5%，为厚层块状砂体。

1.3 储层特征再认识

在岩性及孔渗特征方面，储层岩性以砾状砂岩和含砾不等粒砂岩为主，粒度中值平均0.52mm，分选系数2.4，分选较差，胶结物以泥质为主，平均孔隙度19%，属中--低孔储层。喉道半径为12.23～47.38μm，平均渗透率235.9mD，均属于中--低渗储层。

在油层分布特征方面，构造高部位与水道微相发育叠合部位，油层发育，水道间微相所处部位，砂体薄、物性差、油层薄。总体上油层平面分布为土豆状--近条带状。

S32段岩性较S1+2段粗，主要为细砾岩、中砾岩、含砾不等粒砂岩，碎屑成分与S1+2段相同，碎屑颗粒粒度中值平均1.1mm，以细砾级为主;分选系数0.25～5.76，平均2.55，岩石颗粒分选差～极差。

S1+2段岩性主要为不等粒砂岩、砂砾岩等。岩性较细，碎屑成分主要为石英、长石、岩屑，碎屑颗粒粒度中值平均0.5mm，以粗砂级为主;分选系数0.6～4.16，平均1.83。岩石颗粒分选差。

从各种岩性的孔隙结构参数看，不论S32段还是S1+2段都表现出粗粒级的岩性孔隙结构参数较好，而细粒级的岩性孔隙结构参数相对较差，依次为砾岩、砂砾岩和砂岩，胶结物为泥质;S32段为孔隙式、接触--孔隙式胶结，S1+2段胶结类型为孔隙式胶结，胶结物为泥岩和碳酸盐。两段储层岩石固结程度均差、疏松。

1.4 剩余油分布研究

雷41块剩余油饱和度与△R、孔隙度、渗透率呈正相关关系;通过推导得出剩余油饱和度与△R、孔隙度、渗透率的回归关系式;通过研究得出剩余油大多分布在有利的沉积相带以及孔隙度、渗透率和物性较好的区域。

2 优选开发井型

①油藏特征决定适于水平井开发：平面上水平井可以部署在油层发育较好的条带上，提高油井产能。同时可以连续贯穿几个土豆状油层，提高油井泻油面积。纵向上由于沉积环境影响，油层发育差异较大，利用水平井可以实现分层开发，有效发挥各小层潜力，在开发后期水平井可以有效解决底水水锥问题;②水平井能有效提高物性差低渗透油藏开发效果：水平井可以增大泄油面积，相当于用加长生产井段的方法来弥补直井低渗低产的缺陷;并且水平井控制储量大，井数少，生产成本低。

3 水平井参数优化

组合方式优选：数模结果显示，水平井錯开这种方式，产油量和油汽比均较高，开发效果较好。水平段长度在300～400m之间最优，井距在120m最优。

3.1 实施效果

根据以上研究成果，在油层较发育、物性较好、动用程度较低区域部署水平井14口，预计增加可采储量30万t。目前已实施并投产水平井2井次冷43-126-560CH和冷43-127-363CH，冷43-126-560CH井2015年6月投产，初期日产油24.7t/d，目前日产油6.2t/d，累积增油4376t;冷43-127-363CH井2016年5月投产，初期日产油22.2t/d，目前日产油8.1t/d，累积增油1567t;雷41块阶段累增油5943t，区块日产油量由水平井开发前的4.5t/d上升到目前的18.8t/d。

3.2 经济效益

按照效益计算公式计算，该项目创效445万元。

技术创新成果净现值=（1-30%）×分成系数×∑年新增原油产量×（单位原油价格-单位生产成本-税金及附加）-投资=（1-30%）×1×5943×（1392-0-83）-200=344.6万元

取得的认识：①沉积特征、油层物性和开发方式是造成雷41块难采的根本原因;②在剩余油富集、有利沉积相带及物性较好区域部署水平井，取得了较好的开发效果;③水平井既可以增大泄油面积、充分挖掘油层潜力，在开发方式转换时可以有效改善开发效果，提高最终采收率;④在目前低油价形势下，雷41块水平井开发的成功试验，为进一步动用雷41块难采储量探索了一条低成本、经济可行的新途径。

参考文献：

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