陆南凸起石西油田
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发布时间：2022-04-23 09:45
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时间：2023-10-09 23:20
5.2.1油田概况
1993年石西1井试获工业油气流。由此，发现石炭系火山岩油田。
石西油田位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠之中，处于盆地腹部陆梁隆起南部的陆南凸起上。该油田产层有石炭系火山岩和下二叠统佳木河组火山岩。3条相向的逆断裂将石炭系火山岩岩体切割为不规则的三角形古潜山构造。石炭系火山岩储集层基质孔隙度和有效渗透率分别为13%和0.148×10－3μm2，裂缝以中等宽度、高角度构造缝为主，风化缝较发育，具有明显的各向异性。裂缝孔隙度、有效渗透率分别为0.5%和17.84×10－3μm2，裂缝主要分布方向呈近东西向，由于裂缝的产状不尽相同，造成裂缝在纵向上的连通，在油水界面以上无稳定的隔层遮挡，油层呈一块状整体，底水的活跃程度则受储集层物性的影响。油藏流体中间组分(C2－C6)物质的百分含量为16.09%～25.98%，具有挥发油的特征;流体中C7+的物质的百分含量一般为14.96%～22.41%，属中弱挥发性油藏。油藏中部深度4385.7m，原始地层压力65.21MPa，饱和压力32.4MPa，压力系数1.49，地层油黏度0.9mPa·s，体积系数1.827，溶解气油比329m3/t，属深层、低渗透、裂缝性并带有底水的挥发性火山岩油藏。
石西油田下二叠统佳木河组火山岩油藏属于复合型的基岩油藏，油气分布受基岩风化壳、不整合面、断层、岩性、物性等多种因素控制。
目前，已在2口井的佳木河组火山岩储集层*试油8层，获得高产油气流5层，出油段地层电阻率为10～1200Ω·m，基底孔隙度为4%～17%，火山岩储集层的岩矿变化大，孔隙类型复杂。
5.2.2油田构造
石西油田东区主要由石西1井断块和石西2井断块组成。石炭系构造为～被断裂复杂化的古潜山，其高点在SH1025井至石西1井一带。潜山顶面南北两翼倾斜陡峭，由东往西变化幅度减少(图5.4)。
图5.4 石西油田石炭系油藏石西2井－石西1井油藏剖面
构造被压性断裂切割成三角形，断裂夹持的构造主体部位最大面积125km2，构造内发育若干小断裂，延伸2～5km，它们对油气不起分隔作用。
5.2.3储集层
该油气田储层类型有孔隙和裂隙型两种。
(1)孔隙型储集层
该区火山岩主要为中—基性喷发岩，主要矿物是斜长石，其次是石英，铁矿物含量少，岩石有轻微的绿泥石化。
火山岩孔隙度平均13.2%，平均渗透率0.36×10－3μm2，为低渗透油藏。
(2)裂隙型储集层
石西石炭系油藏构造裂缝发育，且以高角度缝和垂直缝最为发育，裂缝倾角主要分布在60°～80°之间，低角度缝极少。这些裂缝的性质均属张性裂缝，以中等缝宽(0.01～0.1mm)为主。潜山顶部，风化缝最发育，此处井的产能也较高。高角度裂缝的发育为重力汇油提供了有利条件。研究发现，石西油藏火山岩润湿性表现为亲水特征，基质孔隙束缚水饱和度达32%，在此条件下油的相对渗透率和垂向渗透率就成为决定气油界面上流动油量大小的关键因素。重力驱(泄)油要在尽可能短的时间内获得较高的采收率，一般还要求油相具有较高的流度。
综合石西油田佳木河组火山岩油藏储集层的岩性、基质孔隙度、裂缝特征，将该油藏储集层类型主要分为以下3种。
1)4270～4344m、4374～4410m，主要为裂缝型储集层，基质孔隙度平均为4.02%，裂缝孔隙度0.025%，基质渗透率较低，其值为0.1×10－3μm2。
2)4430～4444m，为裂缝－孔隙型储集层，基质孔隙度平均为7.5%，裂缝孔隙度为0.025%～0.7%，基质渗透率0.74×10－3μm2。
3)4451～4490m，主要为裂隙型储集层，平均基质孔隙度16%。
以上3种类型的储集层经试油均获得高产工业油气流。
石西油田原油性质见表5.1。
表5.1 石西油田石炭系油藏地面原油性质
模拟区控制面积6.3km2，包括17口油井，其中，12口直井，5口水平井。结合与储量有关的地质参数拟合储量，模拟计算的原油储量与容积法估算的原油储量分别为1406.8×104t和1439.3×104t，模拟计算的裂缝和基质储量分别占储量的10.5%和89.5%。
再通过调整裂缝渗透率和裂缝传导系数及其他相关地质参数，分别对单井地层压力、含水率、气油比、井底流压进行历史拟合，以取得符合油藏实际的优化地质模型，提高动态预测的准确性与可信度。
该油藏于1995年8月投入开发，采用反九点法井网，在800m井距基础上直井、水平井联合加密开采。目前出现了大部分油井含水上升、采油指数下降等问题。因此必须加强现场跟踪研究，为高效开发该油藏提供理论依据。
5.2.4勘探开发简况
在较好的历史拟合的基础上，分别针对天然能量、采油速度、二次采油方式进行开发指标预测和参数敏感性分析。
(1)天然能量评价
石西油田石炭系油藏属异常高压油藏，且地饱压差较大，为了评价其天然能量，分别针对弹性能量、溶解气驱能量和天然能量开发进行了指标预测。模拟结果表明，弹性能量较高，其采收率为13.66%，可在较长时间内充分利用弹性能量开采;溶解气驱能量较小，其采收率只有3.07%;而天然能量采收率为15.14%。地层压力下降至50.07MPa，扣除弹性能量采收率，则底水能量对采收率的贡献为8.7%，说明对于底水能量较充足的裂缝性非均质油藏，底水很快上升，产生水锥，油井一旦见水，就会抑制原油生产，使天然能量对采收率的贡献不能充分发挥。
(2)采油速度优选
由于石炭系油藏具有双重孔隙结构，存在两个驱油过程，为提高采收率必须控制一个合理的采油速度，使裂缝和基质岩块两个驱油过程协调一致。模拟结果表明，采油速度越大，含水上升越快，地层压力下降越快，稳产期越短。当采油速度增大到一定程度时，由于地层能量下降较快，造成产量大幅度递减，采收率反而较低。其原因主要是由于采油速度越高，井底产生的压降越大，产自裂缝的油越多，而基质中的原油又不能及时补充造成的。
