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摘 要：牛某块是开发三十多年的老油田，以辫状河沉积为主要目的层的东营组和沙二段，储层发育不稳定，在牛某断块精细地质研究的基础上，结合滚动探井生产情况，在牛某块部署新井24口。为保证新井高效投产，针对不同区域的储层特征和单井生产情况，通过测录井资料分析、邻井小层对比和三维地震约束，开展优化实施投产层位的工作，以实现扩边区域快速建产。该项目的研究应用实现了老油田牛某块的扩边增产，日产油实现翻倍，取得了一定的经济效益。
关键词：油藏工程;地层对比;三维地震;岩性油藏
1.研究背景
牛某断块位于牛某油田北部，是被一系列近东西向断层复杂化的断裂背斜构造。含油面积7.61km2，石油地质储量541.87×104t，可采储量99.24×104t，标定采收率18.3%，油层埋深1700-3200m，属复杂小断块油藏。区块主要目的层的东营组和沙二段受岩性和构造控制，层系内及层系间为多套油气水组合，无统一油气水界面，连通较差，为构造-岩性油藏。针对牛某块开发过程中暴露出的产能与构造特征相互矛盾、地层能量下降较快等问题，近几年以录测井及生产动态资料为基础，以三维地震精细解释为手段，在牛某块开展了精细构造解释，在某块精细地质研究的基础上，结合滚动探井生产情况，按照“储量当年探明、当年动用、当年建产”的工作思路，近两年在东营组牛某-1和沙二段牛某-3012井区部署新井24口。
2.主要做法
2.1优化实施投产层位，牛某-1井区实现常规建产
牛某-1井区主要目的层东营组为辫状河沉积，同时受断层、岩性变化、构造高低控制，为构造背景下发育岩性油气藏，油气层在含油单砂体内发育[1]，纵向上小层发育变化较快，相邻单井对应较差，200米井距下连通系数20%。平面上油层在井区均有发育，靠近断层处发育较厚。目前完钻的11口油井全部钻遇油气层，平均单井发育油层厚度17.5m，油砂比0.15。与北部老区相比，油层发育厚度大。
针对上述储层特征，为保证新井投产效果，优选单井电阻高（大于28Ω），物性好（隙度大于17%，渗透率大于80×10-3μm2），含油饱和度高（大于25%），取心显示好（油斑、油浸）的自然层，同时为减少井间泄压影响，井间实施交错层位投产[2]。近两年11口新井陆续投产（其中6口自喷生产），初期日产油193.3t/d，单井采油强度2.09t/（d·m），平均自喷期46天。目前井区日产油64.0t，日产气1.0973×104m3，2.6676×104t，累产气543.7×104m3。
依据新井的生产数据，结合动态分析，总结牛某-1井区新井具有以下生产特点：一是自喷期短。6口自喷油井，平均自喷期46天，远小于牛某块主体区域块油井自喷期（200-300天）。二是压力下降快。6口自喷油井，投产初期平均流压18.1MPa，日产油30.6t，停喷前平均流压14.9MPa，日产油12.6t，月降2.1MPa，月递减率11.6%，大于牛某块主体区域油井压力递减速度（月递减率6%）。三是见水后含水上升较快。目前牛某-1井区有7口油井见水，平均无水期53天，目前井区含水62.1%，见水生产油井含水81.4%，平均单井月含水上升15.7%。分析牛某-1井区新井具有上述三点生产特征，主要有两点原因：一是该井区目的层东营组为辫状河沉积，为构造背景下的岩性油藏，油气层在含油单砂体内发育，含油幅度较低。二是该井区边底水发育，依靠天然能量开发，边底水推进较快。因此牛某-1井区油井表现为单井初期产量大、自喷期较短、压力下降较快，见水后含水上升较快。
2.2强化投产储层及方式优选，牛某-3012井区实现压裂建产
牛某块S2段构造整体表现一个完整的断裂背斜构造，油层埋深2800-3400m，造高点在牛25-3012井附近，高点埋深2790m。牛某-3012井区完钻井新井电测解释平均有效孔隙度8.64%，平均渗透率14.82×10-3μm2，属于低孔-低渗透储层。油层发育情况表现为：平面上主要发育在受牛居背斜脊部断层及牛某-9断层遮挡的构高部位，低部位局部发育受岩性控制的油藏;纵向上牛18S2段油层在各组均有发育，层数多（9-21层），厚度薄（2-8m），且高部位油层较厚，部分井间存在岩性变化，且没有统一的油水界面，油藏类型为层状-构造油气藏。针对S2段储层埋深深、物性差等特点，2017年对新近完钻的8口新井实施压裂5口井，初期日产油47.9t，日产气7.6×104m3，阶段累产油1327t，累产气319.1×104m3。近两年该区域扩边部署新井5口，结合储层特征和新井生产特点，为确保新井有效建产，全部计划实施压裂投产，主要开展了以下几方面工作：
一是压裂储层的优选。结合单井的测录井资料，优选钻井取心显示好（油浸、油斑等）、储层电性较高（电阻大于30Ω）、物性较好（孔隙度大于8%，渗透率大于15×10-3μm2）、含油饱和度较高（大于20%）的层为主力层实施压裂，以保证压裂建产效果。二是压裂井段、厚度的优选。为保证压裂液的造缝效果，将压裂井段控制在75米左右;同时为保证压裂施工后单井产量规模，主力层射孔厚度保证在25米以上。三是压裂层位的选择。平面上通过强化邻井小层对比，并应用三维地震资料约束，将实施井压裂层段交错选取，以保证一定的泄油半径，减少井间泄压影响。四是压裂方式的选择[3]。依据潜力层优选情况，结合储层物性及区块油井历史生产动态，2017年对牛某S2新井别试验了常规压裂和体积压裂投产。其中实施体积压裂4口井，常规压裂1口井。通过单井生产情况对比可以看出，实施体积压裂单井产能较高，平均单井日产油11.1t，日产气1.763×104m3，常规压裂单井日产油只有2t。因此为保证新井产能，近两年牛某S2完钻的5口新井，全部采用高液量、大排量体积压裂方式投产。
3.应用效果
在18断块精细地质研究的基础上，近两年在牛某块部署新井24口。截止2019年10月全部完钻投产，初期日产油312.8t，日产气15.7017×104m3，目前日产油85.0t，日产气5.6943×104m3，累产油5.1589×104t，累产气4916.3×104m3。通过优化选取措施层位，实现了老油田扩边区域的快速建产。
4 结论及建议
针对牛某块以辫状河沉积为主要目的层的东营组和沙二段，储层发育不稳定，在牛某断块精细地质研究的基础上，通过优化选取措施层位，实现了老油田扩边区域的快速建产。下步建议，强化基础研究落实扩边区域的注水可行性，以加速实施注水开发，确保老油田的继续有效开发。
参考文献：
[1]李艳杰，张亚金.塔南凹陷南屯组岩性油气藏成藏条件及类型[J].新疆石油地质.2014（02）
[2]李桂霞.松辽盆地南部海坨子—大布苏北地区岩性油气藏综合评价与目标优选[D].中国地质大学（北京）.2005.
[3]韩树柏.辽河油田重复压裂工艺技术研究及应用[J].特种油气藏.2001（03）
作者简介：
张俊（1987-），女，工程师，2010年畢业于中国石油大学（华东）石油工程专业，学士学位，现工作于辽河油田茨榆坨采油厂地质研究所，从事石油地质开发工作。
关键词：油藏工程;地层对比;三维地震;岩性油藏
1.研究背景
牛某断块位于牛某油田北部，是被一系列近东西向断层复杂化的断裂背斜构造。含油面积7.61km2，石油地质储量541.87×104t，可采储量99.24×104t，标定采收率18.3%，油层埋深1700-3200m，属复杂小断块油藏。区块主要目的层的东营组和沙二段受岩性和构造控制，层系内及层系间为多套油气水组合，无统一油气水界面，连通较差，为构造-岩性油藏。针对牛某块开发过程中暴露出的产能与构造特征相互矛盾、地层能量下降较快等问题，近几年以录测井及生产动态资料为基础，以三维地震精细解释为手段，在牛某块开展了精细构造解释，在某块精细地质研究的基础上，结合滚动探井生产情况，按照“储量当年探明、当年动用、当年建产”的工作思路，近两年在东营组牛某-1和沙二段牛某-3012井区部署新井24口。
2.主要做法
2.1优化实施投产层位，牛某-1井区实现常规建产
牛某-1井区主要目的层东营组为辫状河沉积，同时受断层、岩性变化、构造高低控制，为构造背景下发育岩性油气藏，油气层在含油单砂体内发育[1]，纵向上小层发育变化较快，相邻单井对应较差，200米井距下连通系数20%。平面上油层在井区均有发育，靠近断层处发育较厚。目前完钻的11口油井全部钻遇油气层，平均单井发育油层厚度17.5m，油砂比0.15。与北部老区相比，油层发育厚度大。
针对上述储层特征，为保证新井投产效果，优选单井电阻高（大于28Ω），物性好（隙度大于17%，渗透率大于80×10-3μm2），含油饱和度高（大于25%），取心显示好（油斑、油浸）的自然层，同时为减少井间泄压影响，井间实施交错层位投产[2]。近两年11口新井陆续投产（其中6口自喷生产），初期日产油193.3t/d，单井采油强度2.09t/（d·m），平均自喷期46天。目前井区日产油64.0t，日产气1.0973×104m3，2.6676×104t，累产气543.7×104m3。
依据新井的生产数据，结合动态分析，总结牛某-1井区新井具有以下生产特点：一是自喷期短。6口自喷油井，平均自喷期46天，远小于牛某块主体区域块油井自喷期（200-300天）。二是压力下降快。6口自喷油井，投产初期平均流压18.1MPa，日产油30.6t，停喷前平均流压14.9MPa，日产油12.6t，月降2.1MPa，月递减率11.6%，大于牛某块主体区域油井压力递减速度（月递减率6%）。三是见水后含水上升较快。目前牛某-1井区有7口油井见水，平均无水期53天，目前井区含水62.1%，见水生产油井含水81.4%，平均单井月含水上升15.7%。分析牛某-1井区新井具有上述三点生产特征，主要有两点原因：一是该井区目的层东营组为辫状河沉积，为构造背景下的岩性油藏，油气层在含油单砂体内发育，含油幅度较低。二是该井区边底水发育，依靠天然能量开发，边底水推进较快。因此牛某-1井区油井表现为单井初期产量大、自喷期较短、压力下降较快，见水后含水上升较快。
2.2强化投产储层及方式优选，牛某-3012井区实现压裂建产
牛某块S2段构造整体表现一个完整的断裂背斜构造，油层埋深2800-3400m，造高点在牛25-3012井附近，高点埋深2790m。牛某-3012井区完钻井新井电测解释平均有效孔隙度8.64%，平均渗透率14.82×10-3μm2，属于低孔-低渗透储层。油层发育情况表现为：平面上主要发育在受牛居背斜脊部断层及牛某-9断层遮挡的构高部位，低部位局部发育受岩性控制的油藏;纵向上牛18S2段油层在各组均有发育，层数多（9-21层），厚度薄（2-8m），且高部位油层较厚，部分井间存在岩性变化，且没有统一的油水界面，油藏类型为层状-构造油气藏。针对S2段储层埋深深、物性差等特点，2017年对新近完钻的8口新井实施压裂5口井，初期日产油47.9t，日产气7.6×104m3，阶段累产油1327t，累产气319.1×104m3。近两年该区域扩边部署新井5口，结合储层特征和新井生产特点，为确保新井有效建产，全部计划实施压裂投产，主要开展了以下几方面工作：
一是压裂储层的优选。结合单井的测录井资料，优选钻井取心显示好（油浸、油斑等）、储层电性较高（电阻大于30Ω）、物性较好（孔隙度大于8%，渗透率大于15×10-3μm2）、含油饱和度较高（大于20%）的层为主力层实施压裂，以保证压裂建产效果。二是压裂井段、厚度的优选。为保证压裂液的造缝效果，将压裂井段控制在75米左右;同时为保证压裂施工后单井产量规模，主力层射孔厚度保证在25米以上。三是压裂层位的选择。平面上通过强化邻井小层对比，并应用三维地震资料约束，将实施井压裂层段交错选取，以保证一定的泄油半径，减少井间泄压影响。四是压裂方式的选择[3]。依据潜力层优选情况，结合储层物性及区块油井历史生产动态，2017年对牛某S2新井别试验了常规压裂和体积压裂投产。其中实施体积压裂4口井，常规压裂1口井。通过单井生产情况对比可以看出，实施体积压裂单井产能较高，平均单井日产油11.1t，日产气1.763×104m3，常规压裂单井日产油只有2t。因此为保证新井产能，近两年牛某S2完钻的5口新井，全部采用高液量、大排量体积压裂方式投产。
3.应用效果
在18断块精细地质研究的基础上，近两年在牛某块部署新井24口。截止2019年10月全部完钻投产，初期日产油312.8t，日产气15.7017×104m3，目前日产油85.0t，日产气5.6943×104m3，累产油5.1589×104t，累产气4916.3×104m3。通过优化选取措施层位，实现了老油田扩边区域的快速建产。
4 结论及建议
针对牛某块以辫状河沉积为主要目的层的东营组和沙二段，储层发育不稳定，在牛某断块精细地质研究的基础上，通过优化选取措施层位，实现了老油田扩边区域的快速建产。下步建议，强化基础研究落实扩边区域的注水可行性，以加速实施注水开发，确保老油田的继续有效开发。
参考文献：
[1]李艳杰，张亚金.塔南凹陷南屯组岩性油气藏成藏条件及类型[J].新疆石油地质.2014（02）
[2]李桂霞.松辽盆地南部海坨子—大布苏北地区岩性油气藏综合评价与目标优选[D].中国地质大学（北京）.2005.
[3]韩树柏.辽河油田重复压裂工艺技术研究及应用[J].特种油气藏.2001（03）
作者简介：
张俊（1987-），女，工程师，2010年畢业于中国石油大学（华东）石油工程专业，学士学位，现工作于辽河油田茨榆坨采油厂地质研究所，从事石油地质开发工作。