探讨狮子沟油田地质特征与开发对策

探讨狮子沟油田地质特征与开发对策
【摘要】狮子沟油田为岩性构造油藏，近年随边水推进和注入水的增加，部分井含水大幅度升高，综合含水上升加剧，自然递减快，油田开发效果逐年变差。

为了改善开发效果，通过开展油藏地质研究。

分析油田生产现状，提出了钻调整井、油井转注、水井分注及调剖、油井补孔等开发调整对策。

【关键词】狮子沟油田油藏特征剩余油开发对策
1 地质概况
狮子沟油田位于柴达木盆地西部南区，行距花土沟镇石油基地12.00km。

油田西邻七个泉，南接花土沟。

1971年9月，狮中2井试油，发现N1油藏。

1998年狮子沟油田N1油藏正式投入全面开发，经历了评价试采阶段和方案实施阶段。

1.1 构造特征
狮子沟构造是茫崖坳陷狮子沟—油砂山背斜带上的一个三级构造。

狮子沟构造高点西南与七个泉、红柳泉构造相邻，东南与中沟断层与花土沟构造高点相接，东北与干柴沟构造相望。

狮子沟高点位于狮子沟主沟，西南侧为狮子沟大逆断层通过，断层走向60°，倾角74°～82°，断层延展约4.00km，向西翼尖灭，构造东西长4km，南北宽1.5km，闭合面积5.19km2 ，闭合高度47m。

该构造发育两条边界断层。

仅在构造边部，发育中沟断裂、狮子沟断裂两条逆断层。

中沟断裂为狮子沟与花土沟高点分界断裂，无井钻遇。

狮子沟断裂为N1油藏的南界断裂，断层倾角15°～35°，倾向30°左右，走向120°左右，最大断距1860.00m～2000.00m。

1.2 沉积环境
N1油藏是在区域湖退下形成的三角洲前缘—滨浅湖沉积体系。

分流河道微相是狮子沟地区最发育的沉积微相，垂向上往往与河口坝砂体相互叠置，向湖盆方向与河口坝、席状砂沉积相连。

底部往往有冲刷面，典型的正粒序，常出现块状构造和平行层理。

分流间湾微相主要为漫积作用而形成，河口坝沉积微相比较发育，常发育有小型波纹层理和斜层理，典型的反韵律特征。

远砂坝沉积微相与河口坝具有相似的特征，难于区分。

席状砂微相相对不发育，主要为位于河口坝沉积微相前端的细粒席状薄层砂体，其厚度相对较薄，一般小于3m，平面分布较广，侧向上向岸一侧与河口坝/远砂坝相连，向湖过渡到滩坝微相。

其岩性较细主要为薄层粉砂岩、泥质粉砂岩与泥岩互层。

1.3 地层层序及岩性特征
N1油藏地层自上而下，经过钻井证实，发育新近系上油砂山组（N22）、下油砂山组（N21）、上干柴沟组（N1）三套地层。

狮子沟油田N1油藏储层岩性
以粉砂岩、细砂岩为主，其次是中砂岩。

砂岩类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩。

砂岩主要包括石英、长石、岩屑等。

其中，碎屑颗粒多为次棱角状—次圆状为主，含量占76.20%左右。

胶结类型多样，以孔隙式胶结为主。

储层储集空间类型以原生粒间孔隙为主。

次要孔隙类型有粒内孔、微孔隙、裂缝孔隙、铸模孔以及溶蚀孔。

喉道类型主要为变断面收缩部分，其次为孔隙缩小部分。

孔隙结构相对较好，为中—细喉道、中—较低排驱压力、中—好分选和粗—略粗歪度的孔隙结构特征。

其面孔率为0.10%～9.40%，平均4.30%，储层物性以低孔中渗型为主。

孔隙度平均值13.20%，渗透率平均值64.79×10-3μm2。

该油田储层岩石无速敏现象，但存在一定的水敏性。

水敏指数为0.16～0.53，属中等偏弱水敏；对盐酸没有酸敏性，对土酸存在酸敏性。

1.4 流体性质
（1）原油性质。

地面原油性质：在原始地层压力下，原油体积系数1.10～1.16，黏度 4.13～10mPa.s，原油密度0.79g/cm3～0.81g/cm3，压缩系数：10.00×10-6MPa-1；原油收缩率9.28%～13.46%，属低收缩率原油。

饱和压力5.41～9.17MPa，气油比40.63m3/t～62.17m3/t。

（2）油田水性质。

依据N1油藏14口井33个水样分析，总矿化度为169295～263172mg/L，平均为230023mg/L，PH值为7.3，中偏碱性。

N1油藏油水分布主要受构造控制，构造高部位是油、低部位是水。

高点部位油层多、油层厚，构造低部位油层少、厚度薄，明显地表现出原油向构造高部位聚集的油、水重力分异作用。

油层纵向上主要集中分布在K6～K7标准层间的井段，主力油层在K7附近，为Ⅱ油组36～42小层。

油层具有薄、少、散、杂的特点，纵向上油层分布较集中。

1.5 压力与驱动类型
油层温度为39℃，温度梯度2.4℃/100m，属正常温度系统。

原始地层压力为13.58MPa，原始地层压力系数为1.006，属正常压力系统油藏。

N1油藏弹性采收率低，为1.35%，属天然能量严重不足。

溶解气驱能量是该油藏天然能量中较大的能量，溶解气驱采收率为11.43%。

2 开发中存在问题
（1）油水井数比偏高，注采井网欠合理，注采对应以单向为主，造成注水点强面弱格局，平面矛盾突出。

（2）沉积相控下的储层非均质性强，各单层的吸水能力不同，同时纵向上隔层薄，使得分注难度加大，多层合注加剧单层突进，进一步制约了注水调控能力。

（3）由于注采关系的单向对应决定了地层压力恢复具有不均衡性，多年注水开发导致储层的单层突进和单向水驱形成了高渗条带，注入水的无效循环，导致油藏部分区块的欠注，形成局部低压区。

（4）现井网下储量动用程度低，注入水存水率低。

（5）层间干扰的结果，是使部分油层动用不好或基本没有动用，而部分层段注水突进单向水淹。

3 开发对策
（1）在平面上应增补一些注水井点，促进油井向多向多层受效，可遏制含水快速上升。

在局部井距较大、注采不完善区域补钻注水井，同时在剩余油富集区钻调整油井。

（2）注水开发方式适合于狮子沟油田，有利于生产能力的提高和保持。

自2000年投入注水开发后，油藏产量明显增加，反映出注水后地层能量得到有效补充，年产油量呈逐渐增加的趋势。

油水井数比偏高，注采井网欠合理，以单向为主，平面矛盾突出，Nl油藏目前综合含水75%的合理油水井数比为2.5。

（3）注采调配技术。

一是分层注水技术，二是不稳定注水技术。

（4）应用精细地质研究成果提高措施井效果。

通过揭示砂体客观存在形态和连通关系判断剩余油类型，努力寻找剩余油富集区，在局部发育的独立型厚砂体与周围注水井为二类连通，因注水受效差而存在剩余油。

在河道砂体的边部，因物性变差而存在剩余油。

由于受断层遮挡、平面干扰等因素形成的剩余油，受层间干扰注水井吸水差形成的剩余油，在以上剩余油滞留区主要开展以油井补孔、酸化、压裂和卡封为主的平面层间调整和挖潜。