小集油田小9-6断块综合调整技术研究与实践

2015-10-31康玉江中国石油大港油田公司第三采油厂河北沧县061723

化工管理 2015年3期

康玉江（中国石油大港油田公司第三采油厂，河北沧县061723）

康玉江（中国石油大港油田公司第三采油厂，河北沧县061723）

小9-6断块位于黄骅坳陷小集构造带，属于小集油田自1984年投入开发以来后，由于受储层发育、断块复杂破碎以及储层低渗注采困难等因素影响，长期处于低速开发的状态，断块开发效果很差。根本的原因是注采井网适应性差。如何客观认识油藏真貌，采取与油藏相适应的开采方式，提高断块开发效果，成为提高开发水平的关键。为此开展了综合调整技术研究，通过小井距加密、完善注采井网，实现了断块开发水平的提升。

复杂断块油藏；注采井网；加密调整；采收率

一、油田概况

小集油田区域构造处于黄骅坳陷南区孔店构造带与乌马营构造带之间，构造形态为被断层复杂化的鼻状构造，被断层分割后形成中间高、南北低的格局，小9-6断块位于小集油田北部阶梯状下掉的构造上，被断层分割成4个自然断块，断块复杂破碎。含油层位为下第三系孔店组孔一段枣Ⅱ、Ⅲ油组，含油面积1.6km2，地质储量305×104t，油藏埋深2980-3160m，储层孔隙度16%，渗透率24×10-3u m2，复杂断块油藏。

小9-6断块1984年以正方形井网300m井距投入开发，1986年实施注水，投产初期单井产能较高，但很产量快递减，期间曾经实施加密调整，仍然没有有效改善断块低速低效开发的局面，主要表现为注不进、采不出，期间曾经在油水井上实施酸化、压裂等低渗透油藏油层改造工作，没有明显的效果；至2013年，历经30年，采出程度只有12%，采油速度0.3%，虽然断块储量丰厚，一直没有形成与储量规模相适应的生产能力。

二、主要研究工作

面对小9-6断块丰厚的石油储量资源，为了扭转该断块低速低效开发的状态，实现生产水平的提升和断块采收率提高，对断块开展了全面的精细研究工作，一是深化油藏地质再认识，重建油藏地质模型，搞清构造、储层分布规律；二是开展井网、井距、渗流等油藏工程研究与论证，建立了有效的驱动压力系统，三是开展综合调整经济可行性评价。

1.构造研究

本次研究应用新三维地震资料，同时井震结合，及解释精度大幅度提高，重新解释后，对构造有了新的认识，小9-6断块由官936断层和官938断层夹持的北东走向的长条状墙角断块，整体形态是褶皱，褶皱轴为北西——南东向，自东向西形成峰-谷-峰-谷的多个褶皱形态，峰谷间高差约20—30m。内部断层，将断块分割成5个小自然断块，将其褶皱复杂化。在重新解释后的构造上，发现一些油水井对应关系很差，原认为连通关系很好的油水井，由于断层分割，并不处在一个自然断块上，这也很好的解释了注水不见效、注水困难的原因。

2.储层展布研究

小集油田下第三系孔一段区域沉积环境为半干旱气候条件下形成的沉积体系，其沉积环境属河流冲积扇—盐湖沉积体系，小9-6断块孔一段为扇中辨状河流沉积，主要储层细分为三种微相，即辨状河道、河间滩、及泛滥平原相。主力油层砂体为中下游辨状河流相，其次为河间滩；横向上由于河道频繁摆动，储层砂体稳定性差，纵向上内13个主要储油砂体，横向上各砂体展布宽度近200-400m左右，在原有的300m井距条件下，油层连通程度仅46.7%，即大部分储量未得到有效控制。根据前人对井距与储层连通程度的研究，井网密度与井距存在如下关系：J=100-192.23· f-0.5036

J—油层连通程度（%）f—井网密度（井/Km2）（n=3，r=0.9865）由此预测出在不同井距条件所对应的油层连通程度。

小9-6断块不同井网与油层连通程度预测对应表

由此得出结论：小9-6断块目前200-300m井距储油砂体控制程度低，井网适应性差。

3.经济可行性评价

根据井网密度与采收率计算公式：

Do——原油商品率（%）；O——吨油成本价（元/t）；

P——原油价格（元/t）N——地质储量（104t）

ID——钻井成本（元/m）；IB——单井地面投资（104元/井）；

R——贷款利率（%）；T——开发评价年限（年）

Re——水驱采收率（%）；A——含油面积（Km2）

计算结果表明，小9-6断块经济极限井距为106m，经济极限储量为6.8×104t，加密井网经济上可行。

三、综合调整成果

在对断块精细研究，构造、储层有了更为深刻认识的前提下，2014年开展了加密调整完善注采井网综合调整工作，考虑到断块构造、储层物性，含油面积等多方面因素，确定小9-6断块采用三角形井网布井，平均井距170-200m，部署钻新油井8口、新水井2口，老井转注及恢复注水6口，实施后断块采油速度提高到0.92%，断块最终采收率提高7.84%。