旅大油田群

第四章旅大油田群

第一节开发历程与生产情况

一、开发历程

1 位置与构成

旅大4-2/5-2/10-1油田地处渤海辽东湾中部海域，位于绥中36-1油田CEP平台的西南方向。绥中36-1油田与旅大4-2油田、旅大5-2油田及旅大10-1油田一次近于直线排列。旅大5-2油田距绥中36-1CEP平台约2.4km；旅大4-2油田距旅大5-2油田约8km；旅大10-1油田距旅大4-2油田约13.6km；旅大10-1油田距绥中36-1油田陆上终端57.3km。目前，投产油田有LD10-1、LD4-2。

表4-1 旅大4-2/5-2/10-1油田海上工程组成

二、油藏地质特性

1 概述

旅大10-1构造是一个在古潜山背景上发育起来的断裂半背斜，近北东走向，西北边界为辽西1号

断层，东南侧呈缓坡向凹陷过渡，油田范围内，断层不甚发育，构造较为完整。辽西1号断层呈北东走向，延伸长度达100km以上，是分割辽西低凸起和辽西凹陷的边界大断层，在油田范围内呈弧形绕曲，目的层段的断距为150～250m，该断层对旅大10-1油田的构造演化及沉积起着明显的控制作用。油田范围内发育一条北东走向的内幕断层，延伸长度1.4km，目的层段平均断距60m，为辽西断裂带的派生断层。

旅大10-1构造长约10.0km，宽约2.5km。东营组地层倾向近南东，构造顶部较缓，翼部相对较陡，地层倾角3 o～6.7 o。

一油组：构造圈闭面积8.1km2，高点埋深1，310m，闭合线1，400m，闭合幅度90m。

二油组：构造圈闭面积8.5km2，高点埋深1，460m，闭合线1，650m，构造幅度190m。

2 沉积相

区域沉积相研究认为，渤海辽东湾地区在东营组东二段沉积时期为一湖盆环境，三角洲沉积体系比较发育，旅大10-1地区主要接受来自北西向古水流携带泥砂的沉积。

根据地震、岩心、测井，以及古生物等资料分析，旅大10-1油田东营组东二下段存在“S”斜交型前积反射；砂体中发育块状层理、平行层理和波状层理，具有反粒序沉积特征；砂岩颜色为浅灰色，泥岩颜色较深，多呈灰-褐灰色，全层段发现大量光面球藻属、粒面球藻属、网面球藻属、瘤面球藻属、穴面球藻属等代表滨-浅湖相环境的藻类化石。综上所述，旅大10-1油田东营组东二下段应为湖相三角洲沉积。油田主体区主要发育三角洲前缘亚相，沉积物源来自北偏西方向。根据单井相分析，可细分为水下分流河道、河口坝和分流河道间三个微相。

水下分流河道微相：岩性为浅灰色粗、中、细砂岩，分选中等，磨圆次圆～次棱状。沉积构造主要为块状层理及平行层理，正粒序。粒度分析，C-M图由Q-R-S段组成，代表牵引流沉积；粒度概率曲线主要为两段式，有跳跃和悬浮段组成。GR及SP曲线呈齿状钟型及箱型。岩心分析孔隙度29%～35%，渗透率为1，000～5，500md。

河口坝微相：岩性主要为灰色细砂岩及中砂岩，分选中等，磨圆次棱～次圆状。GR及SP曲线呈齿状漏斗型，地震剖面上见“S”斜交前积反射，砂岩段具反粒序沉积特征。储层孔隙度25%～31%，渗透率300～2,200md 。

分流河道间微相：岩性主要为粉砂质泥岩及浅灰色粉砂岩。沉积构造主要为水平层理及波状层理，与水下分流河道一起发育。岩心分析孔隙度为22%～29%，渗透率为1～10md。

综合分析认为，2井区二油组属于水下分流河道和河口坝的迭置复合体，砂体相对发育，储层较厚；3井区为水下分流河道沉积。砂体在平面上分布稳定，连续性较好。

3 储层性质

3.1 储层岩石学特征

根据录井资料以及铸体薄片、扫描电镜分析，东营组东二下段储层岩性主要为中-粗粒长石岩屑砂岩，颗粒分选中等，磨圆次圆～次棱状。石英含量27%～33%，长石30%～35%，岩屑一般为34%～42%，岩屑成分多半为火成岩岩块，填隙物主要为结晶状高岭石，含量2%～5%，成分成熟度平均0.41，粒间

孔面比率25%～30%，粒内溶蚀孔面比率约为2%。

3.2 孔隙结构特征

储层岩性较为疏松，孔隙发育，连通性好。统计结果，粒间孔占总储集空间的93%，粒内溶蚀孔约为7%。孔隙喉道多为粒间缝、溶蚀粒间缝以及胶结物中的微孔隙。

3.3 储集物性特征

常规物性分析，东二下段储层孔隙度主要分布在27%～35%之间，渗透率为10～5500md，储层具有高孔、高渗的储集物性特征。

3.4 储层分类

综合储层岩性、沉积相、物性、孔隙结构及含油性特征，根据罗蛰潭、王允诚陆源碎屑岩储层分类标准（1981年），将本油田东二下段储层分为Ⅰ、Ⅱ两种类型，包括Ⅰa、Ⅰb和Ⅱc三个亚类。

Ⅰa类储层，沉积微相属于水下分流河道及河口坝沉积，岩性为粗、中、细砂岩。常规物性分析，孔隙度29%～35%，渗透率1，000～5，500md；毛管压力曲线表现为分选好、粗歪度，排驱压力一般小于0.02MPa，饱和度中值压力小于0.2MPa，最大孔喉半径大于50μm，属于大孔隙、粗喉道。Ⅰb

类储层，沉积微相为河口坝沉积，岩性为中-细砂岩。孔隙度在25％～31％之间，渗透率300～1，000md。Ⅱc类储层，主要为分流河道间沉积，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩。岩心分析孔隙度一般小于30％，渗透率1～10md，储层的储集物性较差。

三、油田生产概况

本部分包含油田采出程度、生产历史、管理模式、生产现状和生产预测等。

旅大10-1油田于2005年1月28日投产，目前约开采了2%；旅大4-2油田于2005年4月25日投产，目前约开采了1.4%；旅大5-2油田于2005年10月28日投产。旅大油田属于绥中36-1区块，由天津分公司绥中36-1作业区统一管理，旅大10-1、4-2油田由10-1CEP总监统一管理，平台总监负责整个平台的生产、维修、人员动态的管理，并向绥中36-1作业区负责。目前该油田保持稳产、高产，外输量约6，200方/天，远远超过预计产量5，536方/天，其中旅大10-1的产量约为5，400方/天，旅大4-2的产量约为800方/天。旅大油田群预计开采年限为15年，届时旅大10-1的采出程度为25.5%，旅大4-2的采出程度为28.0%，旅大5-2的采出程度为14.6%。

1.生产情况

旅大5-2的生产物流在旅大5-2综合平台上处理后，含水30%的原油通过新建海管进入已建的绥中36-1CEP平台，与绥中36-1油田生产的原油一同通过已建长输管道输送到绥中36-1路上终端进行处理、储存；生产污水经污水处理系统处理后回注，不够的用水源井的水进行补充。旅大4-2井口平台生产物流经海底管道旅大10-1中心平台，与旅大10-1井口平台生产的物流一并进入旅大10-1中心平台工艺系统进行处理，处理后，含水1%的稳定原油经新建的海底管线输送登陆；分离出的生产水经旅大10-1中心平台上的含油污水处理系统处理后首先作为旅大10-1的回注用水，多余的生产水经处理达标后排海，