扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究

张 微 (中石油吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究

张 微 (中石油吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

扶余油田杨大城子油层2004年根据三维地震解释成果新增了探明石油地质储量，但其一直与扶余油层合采，由于沉积环境和物性的差异，合采层间干扰大，杨大城子油层产能不能有效发挥。通过对杨大城子油层的动用状况、生产动态情况、资源潜力等进行分析评价，明确了扶杨分采的可行性，并成功开辟了扶杨分采试验区，在此基础上，明确了扶余油田扶杨分采的潜力，并逐步扩大实施，为扶余油田二次开发奠定了基础。

扶余油田；扶余油层；杨大城子油层；分层开采

扶余油田于1973年开始全面注水开发，自1982～2002年进行了2次加密调整，2003年开始进行第3次综合调整，2007年年产油量达到百万吨水平，并持续稳产了4年，但调整难度也逐渐增大，稳产面临严重挑战。杨大城子油层具有较高的探明石油地质储量，由于沉积环境和物性的差异，杨大城子与扶余油层合采层间干扰大，杨大城子油层产能不能有效发挥。为了使杨大城子油层能够得到充分动用，开展了扶余、杨大城子油层分层开采试验研究，明确出单独动用杨大城子油层具有可行性，开辟了东16-2分采先导试验区，在试验区取得的认识的基础上，明确了全区扶杨分采的潜力。实现了杨大城子油层的充分动用，对扶余油田的百万吨持续稳产具有重要的意义。

1 杨大城子油层潜力分析

扶余油田杨大城子油层位于扶余Ⅲ号构造，构造是被断层复杂化的穹窿背斜，沉积环境为曲流河沉积，孔隙度23%，渗透率110×10-3μm2，为岩性-断块油气藏。

1.1杨大城子油层动用不充分

1)杨大城子油层动用不充分，油层认识程度低 扶余油田综合调整以前，杨大城子油层钻遇井较少，对储层认识程度较低，2002年综合调整以来，尤其是2004年整体提交探明储量以来，逐步开始重视杨大城子油层开发，新井钻遇程度提高，完钻到杨大城子油层的新井共计4234口，主要集中在Ⅴ-Ⅷ砂组。

2)杨大城子油层砂体变化快，控制程度低 杨大城子油层为曲流河沉积，砂体变化快，并且由于绝大多数井没有钻穿杨大城子油层，对储层的控制程度低。

3)杨大城子油层注采井网不完善，开发效果差 扶余油田早期完钻的注水井基本只钻穿了扶余油层，即使部分水井钻遇了杨大城子油层，由于其储层为曲流河沉积，砂体变化快，控制程度低。从动态看，钻遇杨大城子油层新井投产后，递减快、能量不足，杨大城子油层注采井网不完善。

4) 扶余油层、杨大城子油层合采开采效果差 从目前生产情况看，杨大城子油层地层压力低，生产压差小,合采在纵向开发动用不均衡，影响了杨大城子油层产能充分发挥。如东+10-2.1井1988～1993年连续3次产液剖面测试结果表明，随着合采时间的推移，杨大城子油层产能抑制程度加剧，油层产液、产油贡献率逐年降低，直至不产液[1]。

1.2杨大城子油层单采效果好

2007～2008年，在八家子高点的中2、3、4队陆续开始有针对性的投产动用杨大城子油层，取得了较好的效果。如中2队2007年完钻7口油井，初期平均单井日产油4.9t/d，含水61.9%，目前平均单井日产油1.3t/d，含水73.8%。

1.3杨大城子油层潜力方向

通过对全区动用杨大城子油层区块进行统计计算，得出杨大城子油层平均采油强度为0.3t/(d·m)，在杨大城子油层有效厚度大于4m的区域，其新井单井设计产能可达到1t/d以上，能保证杨大城子油层经济有效开发。通过进行地质研究与地下井网详实统计相结合，落实出杨大城子油层有效厚度4m以上区域具有较高的地质储量，筛选出东16-2区块、西+11-9区块等6个区块为扶杨分采潜力区。

2 分层开采试验研究

优选了杨大城子油层动用状况较差、资源潜力较大的东16-2区块为分采先导试验区，结合扶余油层进行井网完善调整，挖掘杨大城子油层潜力，取得了较好的分采效果。

2.1东16-2区块扶杨分采试验区方案部署

1)东16-2区块杨大城子油层油藏地质特征 东16-2区块杨大城子油层以独立的中小型曲流河道砂体和大面积泛滥平原泥沉积为主。区块有效厚度29.9m，其中杨大城子有效厚度7.3m。杨大城子油层平均孔隙度为23%，渗透率54.8×10-3μm2。

2)东16-2区块开发简况及现状 该区块共有油水井337口，投产初期平均单井日产液4.9t/d，平均单井日产油3t/d ,综合含水为39.3%。目前平均单井日产液为9.8t/d，平均单井日产油为0.9t/d，综合含水为90.7%。采出程度17.8%，注采比1.2。

3)东16-2区块杨大城子油层沉积微相研究 东16-2区块杨大城子油层属于曲流河沉积，发育以点砂坝和河道沙为主的4种砂体类型，点坝由多个侧积体构成，各单砂体纵向配置关系复杂，非均质性严重，受陆相曲流河迁移充填沉积作用控制，主力砂体纵向叠置程度低，同时不同沉积微相点坝砂体间的连通关系差，原井网对砂体控制程度低。

图1 东16-2区块井网调整方式

4)东16-2区块油藏工程方案优化部署 ①东16-2区块井网调整方式。将区块内扶杨油层各划分为一套开发层系，采用两套井网分层开采的方式进行调整。区块内杨大城子油层主力砂体近东西向分布，同时考虑裂缝主要为东西向发育，因此，杨大城子油层井网仍采用东西向部署，考虑单井控制储量，结合区块杨大城子砂体宽度，以及井网对砂体的控制能力，设计杨大城子油层井网油井井距80m、水井井距160m、排距100m，调整扶余油层井网为油井距50～80m、排距100～140m，同时结合主力层砂体发育和注采状况，进行灵活调整布井(见图1)[2]。 ②东16-2区块井位部署。部署调整井70口，其中油井45口，水井25口。杨大城子油层井网部署新井49口，油井38口，水井11口，扶余油层井网共部署新井21口，油井7口，水井14口。杨大城子油层井网封扶余油层的井52口、封全井的1口，扶余油层井网封杨大城子油层的井136口。

2.2东16-2扶杨分采试验区实施效果

表1 东16-2区块调整后杨大城子油层井网状况表

1)钻遇情况 调整后杨大城子油层钻遇率大幅提高，平均钻遇砂岩厚度98.6m，扶杨油层井网注采关系得到改善，杨大城子井网双向以上受效井数增加，水驱控制程度由原来的24%提高到86.6%(见表1)。

2)投产情况 调整后扶杨油层层间矛盾

图2 东16-2区块扶杨分采后水驱特征曲线(丙型)

得到缓解，注采关系明显改善，杨大城子油层产能得到发挥，投产杨大城子油层井平均单井日产液5.3t/d、日产油1.2t/d、含水77.4%。区块产量明显回升，区块日增油30t，预测提高采收率3%(见图2)。

3 扶杨分采扩大实施潜力

在东16-2扶杨分采试验区取得认识的基础上，围绕井网重组，重构地下认识体系，通过对比筛选，初步落实了全区扶杨分采潜力，依据井网对储层控制状况进行井位部署，目前已实施109口井，建产能4.73×104t，筛选下步可实施潜力4.09×104t。

4 结 论

1)分采试验方案实施效果较好，合理单独动用杨大城子油层，可获得较高产能规模。

2)扶杨分采有效解决了合采层间干扰较大的问题，发挥了杨大城子油层的潜力。

3)杨大城子油层具有较大的资源潜力，实现了杨大城子油层的充分动用，对扶余油田的百万吨持续稳产具有重要的意义。

[1]任惠光，王风刚.采油地质[M].北京：石油工业出版社，1995：220-223.

[2]刘宝和.中国石油勘探开发百科全书[M].北京：石油工业出版社，2008：434-437.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.08.029

TE355

A

1673-1409(2012)08-N089-02

2012-05-24

张微(1982-)，女，2004年大学毕业，硕士，工程师，现主要从事油气田开发地质方面的研究工作。

[编辑] 洪云飞