刘 言，王文广

南二、三区高台子油水同层潜力及挖潜界限研究

刘 言，王文广

（东北石油大学地球科学学院， 黑龙江 大庆 163000）

利用岩心、录井、测井、试油等动、静态地质资料，在精细地质认识的基础上，对高台子油层油水同层发育及分布特征、油水同层的动用状况及挖潜潜力进行了研究，并利用找水、试油、碳氧比能谱测井等资料分析成果对高台子油水同层的补孔界限进行了界定，研究得出：油水界面由北向南呈“∩”变化趋势，由西向东呈“∪”型变化趋势；油水同层部分层段已经动用，油水同层动用程度比纯油层差；油水界面储量纵向上主要分布在高Ⅰ组和高Ⅲ组，油水同层含水低于全井含水；剩余油类型主要以注采不完善型为主，需要通过完善注采关系来进一步提高油水同层的动用程度；确定了现阶段可以对油水同层补开的不同比例及挖潜深度界限，确保油水同层潜力得到充分动用。

高台子油层；油水同层；挖潜潜力；挖潜界限

南二、三区高台子油层位于萨尔图油田南部开发区，北起高163井排，南至高196井排，开发面积51.71 km2，地质储量7 069.4×104t。该区油水界面总体上分布在1 080 m左右,油水同层为1 080～1 204 m。由于油水同层有效厚度小、含油饱和度低和储量丰度低等原因，多年来相关研究较少，对油水同层认识不够深入[1]。目前油田开发已经进入高含水开发后期，有必要对油水同层有新的认识,这对于准确认识油藏、指导油田开发挖潜均具有重要的意义[2]。

1 高台子油水同层发育及分布特点

1.1 高台子油水同层发育及分布特点

南二、三区高台子油水同层以主要以泥质粉砂岩、钙质粉砂岩和粉砂岩为主，孔隙度变化范围为15.0%～25.0%，渗透率变化范围为（1～500）×10-3μm2，原油粘度为25.6～49.5 mPa·s，凝固点32～33 ℃，水型为NaHCO3型，地层水矿化度5 570～8 550 mg/L。随着岩性由泥质粉砂岩到粉砂岩变化，孔隙度和渗透率值逐渐增高，含油产状级别逐渐增高，由油迹、油斑过渡到含油和饱含油。

1.2 高台子油层沉积特征

高台子油层是在总水退背景下，形成的一套砂泥岩频繁交互的陆相湖盆河流—三角洲沉积体系，属于白垩系泉头组～青山口组一级复合沉积旋回的上部，为青山口组上部的二、三段沉积[3]。根据南二、三区高台子油层砂体发育特点，在平面上可划分出三角洲内前缘和外前缘两种亚相，根据单一三角洲旋回所处的沉积背景可进一步划分为7种沉积类型：枝状三角洲砂体、枝—坨过渡状三角洲砂体、坨状三角洲砂体、厚而稳定的外前缘席状砂、薄而稳定的外前缘席状砂、薄而不稳定的外前缘席状砂、表外席状砂。

1.3 高台子油水界面特征

1.3.1 高台子油水界面由北向南呈“∩”变化趋势

基础井网油底深度由北向南呈逐渐加深的趋势，163～179排平均油底深度为1 170 m，180～196排平均油底深度为1 173 m，水顶平均深度为1 206 m。加密井网油底在构造趋势影响下由北向南呈“∩”趋势（图1），163～179排油底深度是逐渐加深的，平均油底深度为1 185 m，比基础井网下移了14 m，180～196排呈逐渐下降的趋势，平均油底深度1 184 m，比基础井网下移了11 m，水顶深度基本保持不变。

图1 南二、三区高台子由北向南油底与水顶深度变化曲线Fig.1 The depth change curve of oil pan and the top water from north to south in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

图2 南二三区高台子由西向东油底与水顶深度变化曲线Fig.2 The depth change curve of oil pan and the top water from west to east in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

1.3.2 高台子油水界面由西向东呈“∪”型变化趋势基础井网油底深度由西向东趋势不明显，加密井网的油底由西向东呈“∪”型趋势（图2），151～153列油底深度最浅，平均油底深度为1 179 m，水顶深度变化不大。

2 高台子油水同层动用状况及潜力分析

2.1 油水同层的动用状况

在精细地质研究的基础上，结合测井资料及动态生产数据，综合分析了油水同层的动用状况并落实了剩余油潜力。

2.1.1 高台子油水同层部分层段已经动用

全区共有1 110口油水井钻遇油水同层，占总井数的75.92%，其中370口油水井射开油水同层，占钻遇总井数的33.64%，油水同层段钻遇砂岩厚度7 719.2 m，有效厚度1507.7 m，射开同层段砂岩厚度1 124.5 m，占钻遇砂岩厚度的14.57%，射开有效厚度346.7 m，占钻遇有效厚度的22.99%。也就是说南二、三区高台子钻遇油水同层的井已有近15%的砂岩和23%有效厚度投入开发。

2.1.2 高台子油水同层动用程度比纯油层差

统计1999年以来的127井次找水资料，油水同层仅动用 46井次。从产液强度上来看，纯油层的产液强度为4.4 t/(d·m)，油水同层的产液强度为3.2 t/(d·m)，比纯油层低1.2 t/(d·m)

2.2 油水同层潜力分析

2.2.1 油水同层地质储量及纵向分布

统计全区纯油层的地质储量为6747×104t，油水同层的地质储量为322×104t，占全区总地质储量的4.55%，其中油水同层储量纵向上主要分布在高Ⅰ组和高Ⅲ组，占全区总地质储量的3.48%．

2.2.2 油水同层含水低于全井含水

萨南开发区已经进入高含水开发阶段后期，油水同层目前的含水对全井的含水的影响程度与开发初期相比已有所不同。统计南二三区高台子1999年至2008年27口井找水资料显示，2003年以前，油水同层段含水高于全井含水，2003年以后，油水同层段的含水低于全井含水．

3 高台子油水同层挖潜界限

3.1 利用找水资料确定挖潜界限

随着注水开发时间的延长，油水同层的含水也将上升，如果在短期内含水快速上升的情况下是没有多大开采价值的[4]，因此，对南二、三区高台子油水同层补开比例大、油水同层动用后全井含水高的27口井找水资料进行统计分析。

如图3所示，油水同层含水与油水同层射开比例呈正相关性，同层射开比例越高，含水也越高。当油水同层补孔比例小于49.34%时，油水同层的含水小于85.5%；当油水同层补孔比例50%～65%时，油水同层的含水在85.5%～90%之间；当油水同层补孔比例大于65%时，油水同层的含水大于91.0%。

可见，在不同含水阶段，可以采取不同的挖潜深度，已确保油水同层潜力得到充分动用。

图3 南二、三区高台子油水同层射开比例与油水同层含水关系散点图Fig.3 The scatter diagram between the relationship of water content percentage and perforation percentage in oil-water layer in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi

3.2 利用试油资料确定挖潜界限

为落实不同深度油水同层产油能力和含水级别，2004年对萨高164～154进行试油。第一段射孔深度1 189.1～1 187.0 m，抽汲15周期后产油0.418 t，产水0.217 t，含水34.17%；第二段深度1 193.2～1 192.6m，抽汲12周期后产油6.047 t，产水0.03 t，含水0.49%；第三段深度1 195.7～1 198.3 m，抽汲19周期后产油6.234 t，产水0.064 m3，含水1.02%；第四段深度1 205.4～1 207.6 m，日产油花，抽汲19周期后产水10.346 m3，含水100%。

3.3 利用碳氧比能谱测井资料确定挖潜界限

碳氧比能谱测井是目前低矿化度地层水油田钢套管井里确定油水饱和度的唯一方法[5]。根据统计的7口碳氧比能谱测井解释资料显示，当距离油底深度小于10.5 m时，C/0含水饱和度小于60%，产水率小于70.2%；当距离油底深度大于14.1 m时，C/0含水饱和度范围 64.2%～71.4%，产水率可达89.3%。

4 结 论

（1）高台子油水界面由北向南呈“∩”变化趋势，由西向东呈“∪”型变化趋势；

（2）油水同层部分层段已经动用，油水同层动用程度比纯油层差；

（3）油水界面储量纵向上主要分布在高Ⅰ组和高Ⅲ组，油水同层含水低于全井含水；

（4）剩余油类型主要以注采不完善型为主，需要通过完善注采关系来进一步提高油水同层的动用程度；

（5）现阶段可以对油水同层补开的不同比例及挖潜深度界限，确保油水同层潜力得到充分动用。

［1］刘巍．油水同层潜力分析[J].大庆石油地质与开发，1998，19(1)：19-21．

［2］林景晔，黎文，周宏敏.油水同层产水率计算方法[J].大庆石油地质与开发，1998， 17(1)：21-25.

［3］杨玉芳，韩云洁，钟建华， 周永炳， 陈志鹏．松辽盆地长垣以西高台子油层沉积特征与油气分布规律[J].地质学报，2011，28（1）：35-36

［4］梁淑琴．萨中开发区高台子油水同层补孔实践及认识[J].大庆石油学院学报，2005，14（3）:24-26

［5］金贤镐，浅谈碳氧比能谱测井原理及其应用[J].国外测井技术，2007，11（2）:14-16．

Analysis on Latent Capacity of Tapping Potential and Boundaries in Oil-water Layer in Zone South 2 and 3 of Gaotaizi Block

LIU Yan，WANGWen-guang
（School of Earth Sciences , Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

Based on precise mastery of the geological condition, developmental and distributional characteristics of oil-water layer in Gao Taizi oil layer were analyzed as well as reservoir producing contidion and latent capacity by using dynamic and static geological data including core, mud logging, well logging and well testing. Meanwhile, the reperforating boundaries of Gaotaizi oil-water layer were defined by data analysis, such as water exploration, well testing and carbon oxygen spectral logging. The results show that, oil-water interface presents the trend like “∩” from north to south,and “∪”from west to east; part of oil-water layer has been exploited, the exploiting situation of oil-water layer is worse than that of oil layer; The reserves of vertical oil-water interface are mainly distributed in Group Gao Ⅰand Ⅲ,the water content of oil-water layer is lower than that of the whole well; The remaining oil was mainly caused by incomplete injection-production, the exploiting efficiency could be increased by improving the releationship between injection and production; The percentage of reperforation and depth of tapping the potential in oil-water layer have be determined, which can ensure the latent capacity of oil-water layer to be fully exploited.

Oil layer of gaotaizi；Oil-water layer；Latent capacity of tapping potential；Boundaries of tapping potential

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）04-0763-03

2014-11-15

刘言（1984-），女，黑龙江大庆人，硕士研究生，研究方向：油气储层地质学。E-mail：zhoujingbin11＠126.com。