尕斯库勒油田N1～N21油藏Ⅰ层系动态分析

摘 要：尕斯库勒油田n1～n21油藏Ⅰ层系，经过加密调整、完善注采井网、稳产上产阶段，原油年产量有了大幅提高。从油藏生产的实际状况出发，从注水、地层压力、油藏含水及产量等方面对Ⅰ层系的生产特征进行动态分析，对油藏的发展潜力进行探讨和提出建议。

关键词：尕斯库勒油田 Ⅰ层系 动态分析 建议

一、尕斯库勒油田N1～N21油藏概况

1.区域位置和构造

尕斯库勒油藏位于柴达木盆地茫崖坳陷区尕斯断陷亚区，油藏主体部位为红柳泉跃进一号断鼻带的一个三级构造内。油藏构造被油砂山-Ⅱ号逆断层分割成上盘和下盘。下盘构造形态与E31油藏对应部分相似，具有明显的继承性，构造轴线近南北向，为油砂山-Ⅱ号逆断层起遮挡作用的鼻状构造。上盘为一轴线近东西向，Ⅰ号断层起遮挡作用，南翼被油砂山-Ⅱ号逆断层所截的鼻状构造。油藏主要受构造控制，其次受岩性影响，为岩性构造油藏。

2.油藏特征

尕斯库勒油田N1～N21油藏为三角洲～湖泊沉积，主要沉积相类型为辫状河相和网状河相，古河流方向为北西向及东西向分布，下盘以东西向展布的网状河沉积体系为主。储层岩石类型以细—中粒的长石砂岩、岩屑砂岩为主，岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为次。胶结类型以充填—孔隙式为主，少量为“接触”式充填。

N1～N21油藏受构造、断层、岩性等因素控制。北区主要是构造圈闭，局部受岩性影响；南区北部Ⅱ号逆断层附近为构造-岩性圈闭，南部是在构造背景下的岩性圈闭油藏。研究区域位于构造北部油砂山Ⅱ号逆断层上盘，属构造-岩性油藏。

N1～N21油藏平均地面原油密度0.867g/cm3，温度50℃时，原油粘度14.1mPa·s，地层原油粘度5.486mPa·s，原油含蜡量12.8%，凝固点35.3℃，原油体积系数1.1828，油气比53.64m3/t。油田水以CaCl2型为主，NaHCO3，MgCl2水型次之，PH：6～8，属于中性水，总矿化度94000～170000ppm。

二、N1～N21油藏Ⅰ层系开发概况

尕斯库勒油田N1～N21油藏1990年正式投入开发，同年9月转入注水开发，采用反九点面积注水方式，井距300～350m。Ⅱ油组位于K3～K3′标志层之间，地层厚度90～110m，油层在北区和中南区呈零星分布，地质储量56.4×104t。平均孔隙度为25.24%，平均渗透率为477.56×10-3um2，为中孔中渗储层。

Ⅲ油组位于K3′～K3〞标志层之间，地层厚度90～110m，北区和中南区均有油层分布，地质储量265.9×104t。平均孔隙度为25.37%，平均渗透率为594×10-3um2，为中孔中渗储层。主力层为Ⅲ-12，14，16小层。

Ⅳ油组位于K3〞～K4标志层之间，地层厚度约120m，油层主要分布在北区，地质储量477.6×104吨。平均孔隙度为25.05%，平均渗透率为579×10-3um2，为中孔中渗储层。主力层为Ⅳ-3，9，10，14，18，20小层。

三、N1～N21油藏Ⅰ层系动态分析

1.注水情况分析，Ⅰ层系开发初期注水良好，但由于Ⅰ层系储层受水敏影响，经过井网的不断完善，油藏注水效果得到进一步改善。

地层亏空的主要原因是注水没注好，除了井网不完善影响注水外，有以下原因影响注水：1、部分水井套损严重，影响注水，而且套损使得水井无法分注，影响注水效果，同时水质差也使地层受到污染影响了注水量；2、受平面非均质性影响，在构造中部油砂体面积大、连通性好，因此位于中部的注水井注水情况较好，而在构造边部的油砂体面积小、连通性差，因此位于边部的注水井注水情况较差。3、层间矛盾也影响注水，主力层吸水过多，而次主力层和非主力层吸水很少，甚至不吸水。这种层间矛盾严重影响了水驱效果，并且容易将油层水淹掉。

2.地层压力分析

Ⅰ层系的地层原始压力为15.34MPa，由于注采井网不完善，地层亏空逐年加大足导致地层压力逐年下降，目前地层压力已下降到12.84MPa。虽然整体上压力在下降，但在局部注水较好的区块其压力也得到了恢复，区块地层能量得到补充。随着压力的下降，地层供液能力下降导致动液面也逐年下降。

3.油藏含水分析

目前Ⅰ层系的综合含水为56.23%，与去年同期含水37.05%相比上涨了19.0%，主要原因是注水量的大幅增加。

通过对Ⅰ层系的高含水井的水质进行化学检验并通过地质分析判断，含水的上升不仅受注水量的影响还受边水和地层水的影响。

4.油藏产量分析

目前Ⅰ层系有采油井22口，开井20口，井口日产油200t左右，目前采油指数为0.06，采液指数为0.13，采油速度为0.89%，采出程度为13.27%。

通过对层系产量的分析，认为Ⅰ层系老井单井产量部分区块受注入水、边水和地层水的影响，油井含水上升，导致产油量下降；之外，虽然近几年针对油藏加大了开发力度，但地层能量递减速度加快，注采井网调整滞后，注采不平衡使得地层亏空逐年加大，导致地层能量无法及时补充，新井投产效果变差、措施效果变差，因此导致层系产量下降较快。

四、尕斯库勒N1～N21油藏Ⅰ层系下步开发潜力

过以上分析得到，目前注采井网不完善注水井数量偏少，油水井比数接近于2.5：1，高于合理井数比1：1，可见油水井数比不太合理；由于注采井网不完善，油水井的连通对应关系相对较差，目前Ⅰ层系的水驱控制程度仅为43%；同样由于井网的不完善，地层亏空逐年加剧，导致地层压力逐年下降，综合以上分析可见目前Ⅰ层系的注采井网无法很好的适应油藏开发的需要。需要指出的是：从历年的产液剖面和吸水剖面来看，Ⅰ层系的储层动用程度总的来说只有50%左右，例如跃663产液的小层总厚度为18.1m，占射开小层总厚度的60.3%，跃6421吸水的小层总厚度为11m，占射开小层总厚度的51.6%。主要是主力层吸水产液，而次主力层和非主力层则很少动用。剩余油的富集区主要集中在跃752、跃744、跃106和跃764四个井所圈的大部分面积，而在东北部和北部则因水井和边水的影响含油较少，由此可见，该层系仍有一定的潜力可挖。

五、结论与建议

通过以上分析，Ⅰ层系的主要问题就是注采井网不完善，注采对应关系差，地层亏空逐年加剧，同时受边水和地层水的影响，油井含水逐年上升，其稳产的基础很薄弱。针对Ⅰ层系面临的现实问题，建议如下：

1.加快井网调整步伐，增加注水井点，在平面上完善井网，达到注采平衡，弥补地层亏空；

2.在纵向上，通过层调、调驱、图换封等措施改善吸水剖面，提高注采对应关系，减少层间矛盾；

3.加强动态监测，及时了解油藏变化，制定相应措施控制油井含水上升；

4.如果条件允许，希望改善注水水质，减免水井措施次数，保证注水量。

通过以上措施，Ⅰ层系达到注采平衡，地层能量得到恢复，加强其稳产基础，增加稳产年限，产量维持在现有水平并且能继续增加。

参考文献

[1]薛世团，朱思俊，易德彬等.《 青海省柴达木盆地尕斯库勒油田N1-N21 油藏60万吨产能建设实施效果评价》 2007.11.

[2]方凌云，万新德等.《砂岩油藏注水开发动态分析 》 1998.7.

[3]《青海油田采油一厂历年地质月报》、《青海油田采油一厂历年地质年报》.