石西10 井区清水河组油藏难采储量动用研究

付 磊

（新疆油田公司石西油田作业区，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

随着科学技术的飞速发展，石油开采技术日新月异，使在以往开发技术条件下不能有效益动用的储量、得到了有效动用。油气田开采企业不仅油气产量上有了大幅度提高，而且也取得了较好的经济效益。以石西10 井区清水河组K1q12油藏难采储量动用为例，阐述了构造幅度低、油层厚度薄、油藏埋藏较深、具有强底水的构造油藏，受早期整体地质认识不太清楚以及开采技术条件的限制，油藏未能得到有效开发动用，通过构造特征研究、沉积储层研究、油藏工程等研究，落实了构造特征、砂体展布特征，油层平面、剖面的分布特征，并且确定采用水平井的开发方式部署4 口水平井，实现了石西10 井区清水河组难采储量的有效动用。

1 油藏概况

石西10 井区清水河组K1q12油藏位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠，行政隶属新疆和布克赛尔县管辖。构造上位于陆梁隆起的石西凸起，石西10 井区清水河组K1q12油藏为受断裂控制的断鼻构造。该区清水河组K1q12油藏储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道，物源来自北方，砂体区域分布稳定，厚度较大。该区清水河组K1q12储集层岩性主要为灰色、灰褐色砾状长石岩屑砂岩、砂质砾岩，其次为中细粒长石岩屑砂岩及不等粒长石岩屑砂岩。石西10 井区清水河组K1q12油藏油层孔隙度10.30%～16.80%，平均14.10%；渗透率5.61～938.00 mD，平均92.26 mD，为低孔中渗储层。油藏地面原油密度0.874 g/cm3，50 ℃黏度25.8 mPa·s，凝固点15.33 ℃。地层水型为NaHCO3型，氯离子含量为3950.22 mg/L，矿化度为8073.39 mg/L。油藏在水平井开发动用前有4 口开发直井，初期平均单井日产液15.7 t，日产油6.6 t，含水57.6%，初期含水上升较快，稳产时间短，单井累计产量低，很难效益开发。

2 动用难采储量的主要方法

2.1 构造特征研究

通过对新采集的小面元三维开展精细构造解释，该区清水河组K1q12油藏为受断裂控制的低幅度断鼻构造，构造高点位于SH1006 井附近，圈闭幅度30 m，工区内主要发育石西2 井南断裂、SH1006 井南断裂、石015 井南断裂、石西10 井北断裂4 条正断裂，均为本区的控藏断裂。

2.2 沉积储层特征研究

石西10 井区清水河组以中部高伽马、高密度泥岩顶界为标志，自下而上分为两段：清一段（K1q1）和清二段（K1q2），油层发育在清一段。清一段地层厚度90～135 m，根据岩性、电性及沉积序列特征，可分为上下两个砂层组，即K1q11、K1q12。其中K1q11主要为一套褐色泥岩层，厚度在50～60 m，电性特征表现为“高伽马、高密度”，区域分布稳定，为区域性地层对比标志层，也是本区区域性盖层。K1q12是本区产油层，主要为一套灰色砂砾岩层，为白垩系底砾岩，与下伏侏罗系西山窑组呈角度不整合接触，砂层厚度50～77 m，区域分布稳定，与K1q11组成储盖组合。石西10 井区清水河组K1q12油藏储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道，物源来自北方，砂体区域分布稳定，厚度较大，平均70.0 m，由东南向西北逐渐增厚。石西10 井区清水河组K1q12储集层岩性主要为灰色、灰褐色砾状长石岩屑砂岩、砂质砾岩，其次为中细粒长石岩屑砂岩及不等粒长石岩屑砂岩。胶结类型主要为压嵌-孔隙型，其次为孔隙-压嵌型和孔隙型，部分为压嵌型。颗粒接触方式主要为点-线接触，其次为线接触和线-点接触，部分为点接触。根据铸体薄片、扫描电镜分析，石西10 井区清水河组K1q12油藏储集空间以原生粒间孔为主，含量10%～95%，平均为69.4%；其次为剩余粒间孔，含量5%～80%，平均为15.4%；见少量的粒内溶孔和微裂缝。从石西10 井区清水河组K1q12油藏储层压汞曲线分析，毛管压力曲线形态为中等偏细歪度，储集层孔隙较发育，连通性较好。根据X 衍射和扫描电镜分析石西10 井区清水河组K1q12油藏储层粘土矿物主要为绿泥石（平均45.55%），其次为高岭石（平均32.67%），少量伊/蒙混层矿物（平均14.67%），及少量石英（平均7.11%）。根据岩心化验分析资料，石西10 井区清水河组K1q12油藏油层孔隙度10.20%～16.90%，平均14.10%；渗透率5.61～918.00 mD，平均92.26 mD，为低孔中渗储层。

2.3 油层分布特征研究

通过岩性电性关系、岩性含油性关系、电性与物性关系以及电性与含油性关系研究，确定石西10 井区清水河组K1q12油藏油层下限为：孔隙度（Φ）≥14.5%；电阻率（Rt）≥8.5 Ω.m；含油饱和度（So）≥55%。通过确定的油层解释标准，对石西10 井区清水河组K1q12油藏油层进行解释刻画，发现石西10 井区清水河组K1q12油藏油层厚度由东南向西北逐渐增厚，油层平均有效厚度3.4 m。

2.4 试采特征研究

（1）初期产能主要受油层厚度影响。通过统计初期产能与有效厚度关系，发现初期产能主要受油层厚度影响，油层厚度越厚，初期产能越高。

（2）初期含水主要受含油饱和度影响。通过统计初期含水与油藏含油饱和度关系，发现初期含水主要受油藏含油饱和度影响，含油饱和度越高，初期含水越低。

（3）单井生产效果受生产制度影响。通过统计分析4 口开发井生产制度，发现措施前开发效果较差的主要原因是冲程、冲次较大，导致投产初期生产压差较大，从而使开发井投产后含水快速上升。因此，本次部署后期生产过程中需控制好生产压差，避免底水上窜。

2.5 难采储量水平井技术开发的可行性研究

石西10 井区清水河组K1q12油藏地层系数Kh=305 mD.m，地质特点满足水平井开发条件；石西10 井区清水河组K1q12油藏主力油层单一，纵向上分布相对集中，水平井开发能提高油层的控制程度，油层中仅发育少量砾岩，隔夹层不发育，同时该区地质储量丰度相对较低，水平井能提高单井产能；相邻井区水平井开发已获成功：石南31 井区清水河组油藏水平井初期平均日产油为周边直井的2.9 倍，水平井开发已取得较好效果。

2.6 水平井参数研究

水平井井距：①试井法。通过石西10 井区清水河组K1q12油藏单井复压资料解释，探测半径为67.0～266.0 m，平均探测半径为193.0 m，折算井距为136～535 m，平均井距为385 m；②曲线交汇法。通过曲线交汇法确定的合计井距为406 m，经济极限井距298 m。综合试井法、曲线法，确定石西10 井区清水河组K1q12油藏水平井距为380 m。

水平井长度：水平井经济极限累产油随着水平段长度的增加而增大，部署水平井井距为380 m 时，水平段长度大于100 m时，其单井控制储量（2.30×104t）才大于经济极限控制储量（2.25×104t）。同时考虑石西10 井区清水河组K1q12油藏形态，可部署水平井水平段长度为500～800 m。

水平井产能：①类比法：统计部署区邻井投产第二年平均单井日产油5.6 t，参考石31 井区清水河组K1q12油藏水平井与直井产能关系，水平井产能为直井的2.9 倍，计算部署区水平井产能为16.2 t/d；②经验公式法：用Joshi 公式及Renardd-Dupuy公式计算水平井单井产能，500～800 m 水平段长度下，为12.1～18.6 t/d。综合上述两种方法，石西10 井区清水河组K1q12油藏采用水平井开发，在380 m 井距下，500～800 m 水平段长度下，水平井单井产能为12.1～18.6 t/d。

3 实施效果

在石西10 井区采用380 m 井距，部署水平段长度为550～770 m 水平井4 口，单井设计产能13.0～10.0 t/d，新建产能1.9×104t，根据油藏工程方法和数值模拟方法预测，10 年后累积产油5.37×104t，含水89.7%，阶段采出程度21.03%，平均单井累积产油1.34×104t。经济效益评价按每桶55 美元计算，净利润1200 万元。

4 结论

综上所述，通过成功开发动用石西10 井区清水河组K1q12油藏难采储量，得到3 点认识：①通过精细构造解释研究、储层与油层分布特征研究、试采特征研究、油藏工程研究、三维数值模拟等精细地质研究，落实了油层平面、纵向上分布特征、发育规律；②利用薄层水平井开发技术，增大泄油面积，降低含水上升率，提高单井产能以及单井累计产量，从而实现油藏难采储量的有效益动用；③石西10 井区清水河组K1q12油藏难采储量的有效动用，对同类型的油藏开发具有指导意义。