港西房19井区综合治理及潜力分析

刘达星

摘 要：随着房19井区开发目前存在注采井网不完善、油层动用程度低、生产中防砂易堵等诸多问题，需要进一步调整与完善。结合储层发育特点，以完善注采井网，挖掘构造高部位及断层边部剩余油，均衡注采改善开发效果为思路.本本文简单介绍房19井区基本情况，结合油藏地质特征分析找出主要存在问题，并针对性提出几点有效治理措施，为更好的开发房19区块找到明确的治理方向。

关键词：油藏;砂体;潜力

随着油田的开发，油田油田动用程度低，注采井网欠完善，还需要进一步调整。油层动用程度低、生产中防砂易堵等诸多问题，需要进一步调整与完善。结合储层发育特点，以完善注采井网，挖掘构造高部位及断层边部剩余油，均衡注采改善开发效果为思路。

一、井区概况

房19井区位于港西开发区的西南角，断块受南北两个同掉向的断层夹持，北部六间房断层落差35m，南部歧447断层落差30m，区块构造西高东低，油藏受南北断层封闭，东部具有明显的油水界面，为一受构造控制的边底水断块油气藏。主要含油层段为明下段NmII油组，主要生产层NmII-2-1，油藏埋深935-965m。2014年6月收回歧447合作区，与房19连片，整个井区含油面积1.1km2。

1996年5月在港西开发区外围完钻评价井房19井，试油射开NmⅡ油组952.5-955.5m，l层3.0m油层，3mm油嘴，日产油1.07t，日产水0.46m3。该井获工业油流后，当年上报房19井区NmⅡ油组探明含油面积0.8km2，Ⅲ类石油地质储量89×104t。2002年对房19井区未动用储量进行评价，在地震资料重新处理及解释的基础上，实施评价井西27-6井，获得了成功，房19井区投入开发，按其开发特点可分为两个开发阶段：

第一阶段：完善井网开发初期阶段（2002.8月-2007.6月）

2002年8月先投产评价井西27-6，至2003年6月以250×250m正三角形井网投入开发，当年投产油井6口，投注水井2口，生产目的层均为NmⅡ-2-1，断块当年最高时日产油达到58.9t/d。初期完善井网投注2口井，但在局部井网仍欠完善，西27-7井就一直无注水。房19井区构造简单，边部井有底水存在，随着采出量增多，断块含水上升明显，单元日产水平由50t/d下降到30t/d左右。2005年初通过提液等措施，使单元日产水平逐步稳定在47t/d左右。

第二阶段：综合调整阶段（2007.7月-目前）

这个时期以提高油层动用程度，进一步完善注采井网为主，实施3口水平井，转注1口老井，形成3注9采的井网，单元日产能力最高达到126.7t/d。随着半年后3口水平井的含水上升，单元日产能力降至70t/d。2011年以来一直呈低速的开发状况。2014年6月收回歧447合作区，与房19井区整体连片，整个井区共有18口井，油井14口，水井4口。

二、油藏地质特征

1.构造特征

房19井区构造上位于北大港潜山构造带港西主断层下降盘的六间房断鼻西端，该构造是在馆陶组沉积时期，以奥陶系灰岩的古隆起为基底开始发育，在明下段后期到明上段构造发育完全。主要发育一组北东东走向高角度的正断层（断层倾角45-60°）。即六间房断层（2号）和歧447三级断层。六间房断层和歧447断层从馆陶组开始发育，直到明上段结束，断距30-60m，自下而上断距由大逐渐变小。两条断层在构造区内延伸长度分别3.45-3.49km。从房19井区属断块构造油藏。圈闭面积1.9km2，圈闭内西高东低，高点位于西部的西33-5井区，埋深930m，闭合高度40m。地层比较平缓，地层倾角1-2°。

2.地层对比

房19井区自上而下钻遇地层为第四系平原组、上第三系明化镇组。明化镇组自上而下又分为明上段和明下段。

明下段的NmⅠ、NmⅡ组为房19井区的主要含油层段，地层厚度约470-560m，自下而上为一套由粗到细的正旋回沉积。该断块NmⅠ组顶界有一套厚约30m的块状含钙、含砾砂层，电阻曲线呈高阻状，上下伏为稳定的泥岩，可确定为明上段底界。辅助标志层：NmⅠ组底界有分布稳定的10m左右的厚层块状砂层，在断块内均有分布，可作为地层对比的辅助标志层。NmⅡ组底界划分在一组砂层的顶界，该界线不稳定砂层变化较大。

明下段NmⅠ、NmⅡ组分为15个小层39个单砂体，NmII油组是房19井区的主要含油油组，地层厚度约262-290m，岩性为灰绿色、浅棕红色泥岩夹浅灰绿色砂岩，呈下粗上细的正旋回，发育了22个单砂层，单砂层多为正韵律.

3.储层特征

根据区域研究成果，结合砂体研究，本区物源以北东方向为主，下第三系馆陶组沉积时期，地形高差大，物源丰富，发育厚度较大的辫状河沉积;到了明化镇组沉积时期，地形高差变小，过渡为曲流河沉积环境。

1）岩性特征

由于NmII-2小层是房19井区的主力出油层，所以该断块的多数井在NmⅡ-3小层完钻。NmII油组1-3小层主要由灰色细砂岩、灰色或灰绿色粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩和棕红色泥岩组成。砂泥比较低，砂岩含量小于50%，在剖面上形成"泥包砂"的宏观特征。

2）岩矿特征

NmⅡ油组的砂岩主要属岩屑质长石砂岩，矿物成分以长石、石英为主，长石含量在40～50%，石英含量一般在33～45%，岩石碎屑含量一般在10～20%，颗粒圆度次尖-次圆，分选中-好，风化程度浅-中。泥、钙质胶结，以泥质胶结为主，胶结物含量一般在15～35%，高的可达40～50%，少的小于10%，胶结一般为较疏松-疏松，胶结类型以接触-孔隙式、孔隙-接触式及接触式三者居多。另外，砂岩中可见钙质团块、铁锰结核及黄铁矿。

3）物性特征

房19井区内及附近各井未取心，电测解释明下段NmII油组2小层储层物性较好，为高孔高渗储层。统计14口井可知，孔隙度范围为25-40%，渗透率为1288-2676×10-3μm2。从孔隙度图可看到，房19井区存在一个高孔隙度区，西25-7井区孔隙度都在38%以上;从这两个井区向南东方向，储层的孔隙度逐渐减小，但仍在34%以上。房19井区的渗透率呈现出与孔隙度类似的平面分布特征，西25-7井区为高渗透率井区，渗透率在2000×10-3μm2以上;从这个井区向南东方向，储层的渗透率变差，但仍在1200×10-3μm2以上，局部29-2井区渗透率变差。

4）储层分布特征

NmII-2小层的储层在房19井区分布比较稳定，断块内储层厚度11-27m，房19井储层最发育，向构造高部位有减薄的趋势。

三、油藏特征

房19井区油层比较单一，主要发育NmII-2油层，NmI油组只是零星的发育了一些油水同层。

NmII-2小层分为两个单砂体，油层集中在NmⅡ-2-1砂体中，断块内除房6井处于构造低部位未钻遇油层外，其余井都钻遇NmⅡ-2-1油层，I类油层厚度3.7-13m，油水同层1.4-6.4m。单井平均I类油层厚度7.4m。该油层受构造的控制，在构造的高中部位厚度大，向低部位减薄，油层最厚的部位在西29-5井，达到16m/1层。

房19井区NmⅡ-2-1油层油藏类型是一个侧向受断层封堵具有边底水的构造油藏。NmⅡ-2-1油层具有统一的油水界面，纯油边界952m，油水界面为965m。

四、潜力分析

1.井区储量动用程度低，资源丰富。经过储量复算，井区控制地质储量171.6×104t，地质储量采出程度仅10.1%，按标定采收率30.1%计算，剩余可采储量34.2×104t，目前平均单井控制剩余可采储量1.9×104t。

2.西33-5井区处于整个断块构造高部位，这个井区控制剩余可采储量10.6×104t。因井区没有井网，在北部断层附近高部位储量无井控制，需部署新井完善注采井网;通过对房19井区井震结合，提取地震属性分析，从地震上看，区块低部位油水边界附近储层发育稳定，构造略低，结合邻近生产井情况，具有一定的开发潜力。

3.老井措施潜力。房19井区生产储层NmII-2-1出砂嚴重，均采取了防砂工艺，历史生产效果显示，大部分即使进行了防砂，一段时间以后也会出现砂堵，进行重新防砂解堵作业以后，具有明显的改善效果。区块目前注采比1.75，累计亏空-29.88×104m3，2015年7月西27-5井测静压压力系数1.08，这些数据显示区块地层压力保持良好，据此对区块生产井进行分析，寻找近期液量有持续或突然下降的生产井进行分析，是否是防砂管堵塞。经分析西25-6、西25-7井需要重防砂解堵来改善生产效果。