十屋油田深层油气勘探潜力评价

十屋油田深层油气勘探潜力评价

2007年，十居田地层检测到674.75104t，2008年检测到808.16104t。2009年底，各房屋共有井的探明储量为1827.8104t，油气储量相当大。十屋油田2000年进入试采阶段,目前油井总数40口,开井27口,日产油11.32t(平均单井0.42t),试采效果不理想,储量动用程度较低。1十所油田的油藏1.1目的层位的分类十屋油田自上而下钻遇地层有第四系、上白垩系青山口组、下白垩系泉头组、登娄库组、营城组、沙河子组、火石岭组、基底,主要的目的层位为营城组和沙河子组。其中泉头组与登娄库组为不整合接触;登娄库组与营城组为不整合接触,营城组与沙河子组为整合接触,沙河子组与火石岭组为不整合接触。1.2构造发展期顺地层根据盆地的发育特征,本区构造活动期次大体可以分为四期,即裂陷前期、断陷期、断坳转化期和反转期。早白垩世沙河子到营城期,是断陷层的发育时期,构造运动的方式以断裂活动为主。登娄库时期为断坳转换期,登末受区域应力作用发生大型左行走滑,沿皮家断裂、小宽断裂、秦东断裂出现了三个大型的走滑构造带。反转期发生在晚白垩世嫩末以后,坳陷期沉降后期,受日本海扩张引起大的区域地质背景下挤压作用,地层发生反转,使地层出现了反转和抬升等现象。断裂活动不是特别明显,此时引起的是梨树断陷坳陷层的整体抬升,以十屋油田为中心,反转后期地层接受不同程度的剥蚀现象。十屋油田为断裂最发育的地区,其南部为小宽断裂,受其走滑作用形成比较破碎的构造带,十屋油田的小宽断裂北部,主要断层走向近南北向,包括小宽断裂走滑形成的伴生断层和继承性发育的断裂,其中早期形成的断裂对营城期以前的油气有分割的作用,对登娄库组之后的油气运移起控制作用。1.3砂层组内砂地比及微相特征断陷盆地以多物源为主,十屋断陷盆地物源也表现出了多源并存混源沉积的特点,通过岩心观察及砂地比研究,其物源方向在南、北、东向均有。砂层组早期以扇三角洲沉积为主,晚期以辨状河三角洲沉积为主,营四段为过渡时期。主力含油小层沉积微相特点:南北供给、河道发育、规模较小、席状分布、砂薄层广。多物源叠加,导致了十屋油田油层跨度大,油层薄的特点。1.4各小层物性的影响因素储层多为薄层,平面分布不稳定;纵向上含油井段长,平均840m,单层厚度薄,主要为2～4m。储层物性孔隙度主要集中在8～12%,平均孔隙度10.7%;渗透率>1md的约30%,平均渗透率1.33md;为低孔、特低渗储层(图1)。二次测井解释结果统计分析也表明各小层物性以低孔特低渗为主,各小层渗透率平均值都在1md左右。影响本区物性较差的因素主要为压实作用使原生孔隙随深度增加而减小;溶蚀作用产生大量次生孔隙,使孔隙度增加;粒间孔分布不均,粒间孔多被石英、方解石、伊蒙混层、绿泥石充填。储层孔喉细小,为细歪度,渗透性差,孔喉类型以单峰型为主,以II类、III类为常见(表1)。储层润湿性检测结果显示,储层岩石属于亲水储层。通过相渗曲线分析储层表现出较强的亲水特性;油水两相共渗带相对较窄,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率上升较缓慢且最终数值低,可以判断岩石为低孔低渗岩石,与前面认识一致;分流量曲线显示,含水饱和度与含水率曲线未见明显拐点,说明油井见水后,含水上升速度相对均衡(图2)。储层物性差,低孔、特低渗,孔喉细小,导致了十屋油田压裂初产高,但由于地层本身能量不足,压裂后产量递减非常快。1.5屋油田构造裂缝主要构造缝方向、材料组成储层天然裂缝发育,密度不大,但规模较大;裂缝多为高角度裂缝;裂缝以充填和半充填为主;裂缝发育受岩性控制,中砂岩裂缝最发育。十屋油田最大主应力方向为近东西向,其人造缝方向主要为东西向。天然裂缝多为高角度裂缝,而十屋油田的最大主应力方向为近东西向,导致天然裂缝导流能力差。1.6储层及储层精细地层可含气通过测井二次解释,对工内试油层岩性和含油气性统计分析:油层:岩性下限为细砂岩,含油性下限为油迹;气层:岩性下限为细砂岩,气异常或荧光以上级别都可含气。在储层“四性关系的基础上,针对工区低孔、特低渗储层,建立了十屋油田营城组及沙Ⅰ段油、气、水、干层识别图版和油气层识别下限值(表2)。1.7单砂体追踪投加油藏为构造-岩性油藏,油气分异差,气油比高,无明显的边/底水,局部层位和高点富集,形成受局部构造控制的油藏或油气藏。根据分层数据及测井解释结果,进行了单砂体追踪,平面以井区为计算单元,纵向以12个主力油层为计算单元,复算后储量为771.58万吨。营一砂组的5小层、营二砂组的4小层、8小层、沙一砂组的3小层,在已评价的12个小层当中所占比重较大,计算储量369.59万吨,占计算储量(小宽断层以北的储量520.02万吨)的71%。通过储量计算,十屋油田储量大,但动用难度大。1.8进入低产期油/水保井试采十屋油田试采特征:①十屋油田油井自然条件下生产效果差,平均产油0.64t。油井均需压裂后投产,压裂后平均产油4.07t,压后增产效果明显。②油井投产后1～3个月内快速递减,随后进入低产期,日产油不足0.5t,供液不足是油井低产的主因,累计产油大都低于300t。③五个层组试采表明,主力油层为营Ⅰ、沙I,主力气层为营Ⅲ、沙I,营III主要产气井位于八屋断层以西。④十屋油田整体试采效果不是很好,但相对而言,营一段的试采效果好于沙一段(表3)。十屋油田试注特征:①BK20-4试注营一,由于注采井距大、注水时间短,目前没有见到效果;②BK203-3井试注沙一,由于注采井距大、注水时间短,目前没见效;③SN17块2个实验井组目前注水不见效;④4个实验井组都处于最有利沉积相带,4个实验井组含油情况落实可靠。2综合分析10年生油田的潜力2.1沙一部分油田试采试验结果通过储量计算后,十屋油田储量主要集中在沙一段、营二段、营一段;主力油层主要集中在营Ⅰ-5、营Ⅱ-4、营Ⅱ-8、沙Ⅰ-3,占整个主力油层储量的71%。沙Ⅰ-3储量丰度相对最高,是十屋油田首选的开发层系,是目前十屋油田的主试采层位(表4)。沙一段油井的试采主要集中在BK20、SN17、SN203块。BK20块的沙一段投产7口井,累计产气1596.07万方,累计产油850.04吨,累计气油比18776,累计气油比较高。SN17块在沙一投产5口井,累计产油144.88吨,累计产气43.24万方,由于注水试验井组目前注水不见效,所以试采效果较差。SN203块在沙一投产4口井,累计产油1523.75吨,累计产气278.5万方,是十屋油田在沙一段试采效果最好的区块。十屋油田在沙一段试采效果不是很好,同时实施的三个试验井组目前都不见效,处在注水观察阶段。十屋油田营一段油井的试采主要集中在BK20、SN17块。BK20块的营一投产2口井,累计产油1289.09t,目前实行1注1采。SN17块营一投产井4口,累计产油1619.11t。BK20块营一的试采效果是十屋油田试采区试采效果最好的。BK20块、SN17块、SN203块营一段的砂体处在沉积相带的有利部位,含油情况落实,砂体有一定的连通性,具有一定的开发潜力(图3)。2.2分段产油情况北部物源SW1区块共4口井,SW104、SW109、SW1、SN165井。SW104井营三段累计产油216.44t,累计产水3t。SW1井营三段累计产油104.47t,累计产水145.42t。营二段只有SW109营二8小层测试含油层、SN165营二8小层井进行了测试油层,累计产油40t。由于营二段8小层砂体处在沉积的最有利位置(图3),具有一定的开发潜力。3屋油田管理状况通过油藏评价研究认为:3.1十屋油田构造上处于有利的生油带;多物源叠加,导致了十屋油田油层跨度大,油层薄的特点;储层物性差,低孔、特低渗,导致了十屋油田压裂初产高,但由于地层能量不足,压裂后产量递减非常快;天然裂缝多为高角度裂缝,而十屋油田的最大主应力方向为近东西向,导致天然裂缝导流能力差;十屋油田通过储量计算,十屋油田储量大,但动用难;测井二次解释建立了十屋油田营城