雷41塊難采儲量動用研究及對策

安新蕾

摘 要：雷41塊為塊狀底水巖性構造油藏，受儲層物性差、油層分布不均等因素制約，直井生產效果不理想，區塊面臨低產低效的艱難局面?，F階段石油企業經濟效益低迷，我們針對雷41塊的開發現狀，對油藏進行再認識并優選開發井型。提出利用“水平井分層開發”雷41塊，按照先“整體部署”后“分批實施”的原則，共部署水平井14口。截至目前實施投產2井次，區塊日產油由4.5t上升至18.8t，實現產量翻番，在低成本的前提下使雷41塊難采儲量得到有效動用。

關鍵詞：難采儲量;水平井分層開發;提高采收率

0 引言

雷41塊地理位置位于遼寧省盤山縣陳家鄉東8km處，

構造上位于遼河盆地西部凹陷東部陡坡帶冷東斷裂背斜帶北部。西部為雷46塊，東以冷48斷層與冷家外帶相鄰，

北鄰雷家北部低凸起，南接冷43斷塊區。上報含油面積0.64km2，探明地質儲量295×104t，巖性為粒狀砂巖和含粒不等粒砂巖為主，平均滲透率235.9mD，孔隙度19.6%，含油飽和度60%，有效厚度40.2～72m，泥質含量5.42%，50℃原油粘度193～833.1MPa.s，原始地層壓力12.5～15.4MPa，

地層溫度47～55.6℃，油藏類型為塊狀底水巖性構造油藏。

雷41塊自1991年投入開發至今，先后經歷了試油試采、常規+蒸汽吞吐和常規開采三個階段，開發效果一直較差，從2001至今已處于低產低效階段。截止到2014年12月（二次開發前），開發總井數19口，開井1口，平均單井日產油量0.3t/d，綜合含水73.36%，全塊累積采油11.42×104t，累積采水5.71×104t，采油速度0.08%，采出程度4.53%。

1 精細地質研究

1.1 構造特征再認識

雷41塊為由東向西北傾末的斷鼻構造，構造幅度140m，

高點埋深1350m，地層傾向SE，地層傾角4～10°。

鉆井揭露的地層自下而上依次為：古近系沙河街組沙四段，沙三段，沙一二段，東營組及新近系館陶組。含油目的層為S32段和S1+2段。

S32段：厚度150～220m，巖性主要為一套巨厚塊狀砂礫巖、含礫不等粒砂巖夾薄層砂巖、泥巖組合。

S1+2段地層在130～180m左右，巖性相對S32變細，隔夾層變多，下部單砂層厚度較大。巖性為灰色、深灰色層狀含礫砂巖、粗砂巖夾薄層淺灰色泥巖、泥質粉砂巖。

1.2 沉積特征再認識

雷41塊扇三角洲沉積體系以前緣亞相為主，沉積微相以水下分流河道和水下分流河道間為主，其他相不太發育。

參照區域沉積背景，物源來自東部中央凸起。S32時期，由于古湖盆地勢較陡，物源較近，發育一套以陡坡近岸高密度重力流沉積體系，主要為近岸水下扇沉積。到S1+2時期，湖盆變緩，水體由西向東擴展，沉積由近岸水下扇變為扇三角洲沉積。

S32溝道巖性較S1+2粗，主要巖性為塊狀礫巖、砂礫巖，礫石直徑5～8mm，發育有遞變層理、平行層理，礫石排列疊瓦狀構造，反映出主要是以重力流沉積為主。

S1+2水道微相巖性較粗，主要為粗砂巖、含礫砂巖、不等粒砂巖，礫石直徑3～5mm。發育遞變層理、平行層理。

S32平面上溝道砂體成帶狀展布，在不同時期各溝道發生橫向變遷。S32段2、3、4、5砂巖組溝道相最為發育，且溝道細礫巖相發育范圍最廣。

S1+2時期，雷41塊主要處于扇三角洲前緣亞相位置，以河道微相為主，所以該區沉積了較大厚度的砂體，S1+2段3、4砂巖組河道最為發育，平面上各河道在橫向上擺動，斷塊中部主要發育河道相。

雷41塊S1+2段砂體發育，總體為北東～南西條帶狀展布，砂巖組平均厚度35m，單層砂體厚度1～10m，為中厚層狀砂體。

雷41塊S32段砂體發育，總體為北東～南西條帶狀展布，平均砂巖厚度22.1m，單層砂體厚度大于10m的砂層占88.5%，為厚層塊狀砂體。

1.3 儲層特征再認識

在巖性及孔滲特征方面，儲層巖性以礫狀砂巖和含礫不等粒砂巖為主，粒度中值平均0.52mm，分選系數2.4，分選較差，膠結物以泥質為主，平均孔隙度19%，屬中--低孔儲層。喉道半徑為12.23～47.38μm，平均滲透率235.9mD，均屬于中--低滲儲層。

在油層分布特征方面，構造高部位與水道微相發育疊合部位，油層發育，水道間微相所處部位，砂體薄、物性差、油層薄?？傮w上油層平面分布為土豆狀--近條帶狀。

S32段巖性較S1+2段粗，主要為細礫巖、中礫巖、含礫不等粒砂巖，碎屑成分與S1+2段相同，碎屑顆粒粒度中值平均1.1mm，以細礫級為主;分選系數0.25～5.76，平均2.55，巖石顆粒分選差～極差。

S1+2段巖性主要為不等粒砂巖、砂礫巖等。巖性較細，碎屑成分主要為石英、長石、巖屑，碎屑顆粒粒度中值平均0.5mm，以粗砂級為主;分選系數0.6～4.16，平均1.83。巖石顆粒分選差。

從各種巖性的孔隙結構參數看，不論S32段還是S1+2段都表現出粗粒級的巖性孔隙結構參數較好，而細粒級的巖性孔隙結構參數相對較差，依次為礫巖、砂礫巖和砂巖，膠結物為泥質;S32段為孔隙式、接觸--孔隙式膠結，S1+2段膠結類型為孔隙式膠結，膠結物為泥巖和碳酸鹽。兩段儲層巖石固結程度均差、疏松。

1.4 剩余油分布研究

雷41塊剩余油飽和度與△R、孔隙度、滲透率呈正相關關系;通過推導得出剩余油飽和度與△R、孔隙度、滲透率的回歸關系式;通過研究得出剩余油大多分布在有利的沉積相帶以及孔隙度、滲透率和物性較好的區域。

2 優選開發井型

①油藏特征決定適于水平井開發：平面上水平井可以部署在油層發育較好的條帶上，提高油井產能。同時可以連續貫穿幾個土豆狀油層，提高油井瀉油面積?？v向上由于沉積環境影響，油層發育差異較大，利用水平井可以實現分層開發，有效發揮各小層潛力，在開發后期水平井可以有效解決底水水錐問題;②水平井能有效提高物性差低滲透油藏開發效果：水平井可以增大泄油面積，相當于用加長生產井段的方法來彌補直井低滲低產的缺陷;并且水平井控制儲量大，井數少，生產成本低。

3 水平井參數優化

組合方式優選：數模結果顯示，水平井錯開這種方式，產油量和油汽比均較高，開發效果較好。水平段長度在300～400m之間最優，井距在120m最優。

3.1 實施效果

根據以上研究成果，在油層較發育、物性較好、動用程度較低區域部署水平井14口，預計增加可采儲量30萬t。目前已實施并投產水平井2井次冷43-126-560CH和冷43-127-363CH，冷43-126-560CH井2015年6月投產，初期日產油24.7t/d，目前日產油6.2t/d，累積增油4376t;冷43-127-363CH井2016年5月投產，初期日產油22.2t/d，目前日產油8.1t/d，累積增油1567t;雷41塊階段累增油5943t，區塊日產油量由水平井開發前的4.5t/d上升到目前的18.8t/d。

3.2 經濟效益

按照效益計算公式計算，該項目創效445萬元。

技術創新成果凈現值=（1-30%）×分成系數×∑年新增原油產量×（單位原油價格-單位生產成本-稅金及附加）-投資=（1-30%）×1×5943×（1392-0-83）-200=344.6萬元

取得的認識：①沉積特征、油層物性和開發方式是造成雷41塊難采的根本原因;②在剩余油富集、有利沉積相帶及物性較好區域部署水平井，取得了較好的開發效果;③水平井既可以增大泄油面積、充分挖掘油層潛力，在開發方式轉換時可以有效改善開發效果，提高最終采收率;④在目前低油價形勢下，雷41塊水平井開發的成功試驗，為進一步動用雷41塊難采儲量探索了一條低成本、經濟可行的新途徑。

參考文獻：

[1]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京：石油工業出版社， 1997：10-30+348-392.

[2]王麗潔.中厚層超稠油油藏動用程度影響因素及挖潛技術分析[J].特種油氣藏，2006，13（增刊）：49-50.

[3]司勇.高含水普通稠油油藏二次開發研究[J].特種油氣藏， 2007，14（3）：59-61.