李芙蕖（中油遼河油田公司歡喜嶺采油廠采油作業(yè)四區(qū)，遼寧盤錦 124114）

齊108塊興隆臺(tái)油層試采效果分析及下步建議

李芙?。ㄖ杏瓦|河油田公司歡喜嶺采油廠采油作業(yè)四區(qū)，遼寧盤錦 124114）

為了延緩油田產(chǎn)量遞減，我們必須轉(zhuǎn)變觀念，利用新技術(shù)、新方法對(duì)地下發(fā)育的多套油層重新進(jìn)行認(rèn)識(shí)，以尋求新的產(chǎn)量增長點(diǎn)。本文針對(duì)齊108塊中的興隆臺(tái)中薄稠油層，地質(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用較差的實(shí)際，對(duì)興隆臺(tái)油層的基本地質(zhì)特征和剩余分布規(guī)律進(jìn)行研究，優(yōu)選老井進(jìn)行試油試采，取得了較好效果，并提出下步建議。

興隆臺(tái)油層；地質(zhì)概況；地層特征；試采效果分析；下步建議

1 基本概況

1.1 地質(zhì)概況

齊108塊地處歡喜嶺油田北部，構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡南部歡曙上臺(tái)階中段上傾部位?？傮w構(gòu)造形態(tài)為一在斜坡背景下發(fā)育的、被斷層復(fù)雜化的斷裂背斜構(gòu)造。

2 地質(zhì)特征

2.1 地層特征

興隆臺(tái)地層沉積厚度較大，分布范圍廣，地層厚度30-150m，巖性上部較細(xì)，為灰白色砂巖、含礫砂巖、灰色泥巖互層；下部巖性較粗，為灰白色砂礫巖、含礫砂巖夾灰綠色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖。

2.2 構(gòu)造特征

齊108塊興隆臺(tái)油層整體構(gòu)造比較簡(jiǎn)單，形態(tài)呈北西部高，東南部低逐級(jí)下掉的斷階斜坡形態(tài)，上傾方向被兩條南掉正斷層齊108-14-02、齊100斷層和館陶剝蝕面所遮擋，高點(diǎn)在西北部齊108-12-02井附近，高點(diǎn)埋-709m。

2.3 儲(chǔ)層特征

歡屬上臺(tái)階沙一、二段沉積時(shí)期為遼河裂谷時(shí)期，沉積體系為陸相扇三角洲沉積體系。沉積物主要垂直斜坡的短流水系攜帶的碎屑物質(zhì)，物源方向主要來自于東部的齊家砂體。

3 齊108塊興隆臺(tái)油層試采效果分析

3.1 前期探索試驗(yàn)階段

2006年以前，為前期探索試驗(yàn)階段，共有3口井對(duì)興隆臺(tái)油層進(jìn)行了試采（18-02、12-20、24-28），3口井初期日產(chǎn)液39t，日產(chǎn)油1t，含水98%，周期產(chǎn)油71t，產(chǎn)水3265t，停產(chǎn)前日產(chǎn)液66t，日產(chǎn)油0t，含水100%。

齊108-12-20、24-28、18-02井與13-9井電性和含油性特征基本一致，分析其試采失敗的原因主要有以下幾個(gè)方面：一是所處沉積位置影響。該塊興隆臺(tái)油層屬于扇三角洲前緣亞相沉積，儲(chǔ)層砂體分布廣泛，由北西向南東呈條帶狀展布，物源方向主要來自于北西部。齊108-12-20、24-28、18-02三口井沉積位置都遠(yuǎn)離沉積條件最好的中部，因此試采效果不如13-9井，尤其是18-02，其上部接館陶油層組，蓋層發(fā)育差，成藏條件差，因此試采時(shí)未見工業(yè)油流。二是隔層不發(fā)育。13-9井上下泥巖隔層厚度均大于10m，而試采的3口井，均無明顯的隔層，僅靠避射油層來避水，勢(shì)必就會(huì)造成地層水侵；三是由于原油粘度大，原油粘度在20000MPa.s以上，利用常規(guī)蒸汽吞吐的方法無法實(shí)現(xiàn)破鏈降粘，故而這3口井試采時(shí)都出水。

3.2 后期試采開發(fā)階段

在前期試采失敗的基礎(chǔ)上，2006年經(jīng)過重新認(rèn)識(shí)，精細(xì)地質(zhì)研究，優(yōu)化方案設(shè)計(jì)，對(duì)齊108-13-9井進(jìn)行了試采，取得突破性進(jìn)展：

齊108-13-9井位于齊108塊中部，電測(cè)解釋稠油層11.7m/ 2層，低產(chǎn)油層0.6m/1層。資料顯示，該井兩個(gè)稠油層的巖電關(guān)系較好，巖性為褐黑色含油砂礫巖，含油均勻、較飽滿，油味濃，油質(zhì)稠。電性：電阻呈高阻峰值，最高電阻率值達(dá)184Ω·m，平均阻值＞60Ω·m；自然電位顯負(fù)異常；油層物性好，平均孔隙度31.7%，滲透率2.946μm2，屬高孔高滲儲(chǔ)層。由此可見，錄井及測(cè)井方面均有良好的含油顯示。從鄰井的油層發(fā)育來看，其周邊井13-310、11-308、11-9等井發(fā)育厚度均在10m左右，油層發(fā)育較連續(xù)、穩(wěn)定，并且隔層條件好，上下隔層發(fā)育均在10m以上。綜合來看，該部位興隆臺(tái)油層具有一定的開采價(jià)值。

13-9井于2006年7.29日放噴生產(chǎn)，投產(chǎn)即顯示較好的出油能力，初期日產(chǎn)高達(dá)28/16t，至8.5日停噴，自噴期8天，累產(chǎn)液96t累產(chǎn)油37t。8.7日下泵轉(zhuǎn)抽，投產(chǎn)至今累計(jì)生產(chǎn)5輪，累產(chǎn)油3437t，累產(chǎn)水3586t，油汽比0.38，周期生產(chǎn)效果呈現(xiàn)愈來愈好的趨勢(shì)。

按照上述選井原則，圈定試采范圍，確定試采井號(hào)，認(rèn)為齊108塊興隆臺(tái)油層的潛力區(qū)域主要集中在13-9圈閉內(nèi)的中部和東部。通過對(duì)油層電阻率、含油級(jí)別、隔層厚度、固井質(zhì)量、井網(wǎng)井距等綜合研究，建議對(duì)9-7、10-8等8口井興隆臺(tái)油層進(jìn)行開采，8口井除10-070、興H1井由于位于邊部，造成底水錐進(jìn)水淹外，其余6口井均獲得成功，初期日產(chǎn)油均在10t/d以上，目前已累計(jì)增油1585t。可以判定齊108塊興隆臺(tái)油層在13-9圈閉構(gòu)造高部位的試采工作小獲成功。

4 下步建議

4.1 齊108塊興隆臺(tái)油層是在斷層控制下、底水發(fā)育的巖性構(gòu)造油藏。

4.2 興Ⅱ油層屬于中薄層特稠油油藏，油藏埋深淺，油層集中，通過熱力試油初期可以獲得較高的產(chǎn)量。

4.3 由于興Ⅲ為水層，因此對(duì)興Ⅱ油層的試采，應(yīng)選取上下隔層較發(fā)育的中部和東部，避免靠近底水造成底水錐進(jìn)而出水。

4.4 由于該塊大部分油井在生產(chǎn)蓮花和大凌河時(shí)，因多輪注汽而導(dǎo)致油井井況較差，在下步選井試采之前，要先測(cè)試固井質(zhì)量是否合格。

4.5 在注汽的過程中，要盡量提高注汽質(zhì)量，有條件可利用微生物技術(shù)采油或注聚合物堵水降粘來提高采出程度；同時(shí)在生產(chǎn)過程中，我們采用重力熱管、摻油、熱洗等措施起到了一定的增產(chǎn)效果。

4.6 建議在井網(wǎng)不完善區(qū)域，打水平井興H2、興H3，在區(qū)塊南部再試采2口井（12-16、15-17），對(duì)13-9進(jìn)行大修恢復(fù)生產(chǎn)，提高齊108塊興隆臺(tái)油層的動(dòng)用程度。