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依靠科技加强综合研究 实现花土沟油田的增储上产 赵志猛屈信忠马力宁 (青海油田分公司) 摘要花土沟油田于1958年发现，曾经历多次方案调整，但效果均较差，最高年产油仅8．1× 10t。1996年开始了以深化地质认识。加强油藏管理为主体的原油上产工作，油井大修利用100 口以上，钻调整井及扩边井42口，更新井20口，解决了注采井网不完善、油水井井况差、注 水效果差等突出矛盾，使年产油量大幅度上升．2000年对该油田进行了储量复算，通过利用 新技术和新手段．大量的差油层和特殊岩性层通过改造后获得工业油流，在对构造、储层和 四性关系进行重新研究的基础上，建立了更趋完善的测井解释标准，油田储量有了大幅度的 增加，取得了增储上产的良好效果。 一、油田概况 花土沟油田位于青海省柴达木盆地西部南区，油田地质构造为一走向近南北的不对称 短轴背斜，构造长约6km，宽约3km，闭合高度为312m，闭合面积18．5km2。地质构造断 层相当发育，规模较大的约50余条，为两组高角度、走向近南北。倾向相对的正断层。 储层位于下油砂山组(N1，)下部和上干柴沟组(N，)上部地层，其中以砂岩储集层为主， 另有少部分碳酸盐岩储集层。储层岩性以粉砂岩、中细砂岩为主。沉积相为一套辫状河三 角洲端部的前三角洲—三角洲平原区沉积。油层纵向上埋藏浅，分布井段长(256～1607m)， 单层厚度薄(Qm的油层约占油层总数的72％)。储层具有薄、多、散、杂、非均质程度高 的特征，开采难度极大。全油田共划分了10个油层组、34个砂层组、215个小层。 岩石胶结类型以充填一孔隙为主，次为接触式胶结，胶结物含量在17．9％～23％之间， 成分主要为碳酸钙(占岩石的7．9％～12％)，次为铁土质。储层岩石孔隙度一般在18％～22％ um2之间。 之间，最大为29．4％。空气渗透率一般为40×10。3～500×10。3 地面原油具有低密度、低粘度、高含蜡、高熔点、高含盐、低含硫的特点。含蜡量17．2％～ X104mg／L。油 初馏点70C，原油密度0．8449／cm3。地层水水型为CaCl2型，总矿化度为20 (81．49％)和C2H6。 油田具有统一的压力、温度系统，原始压力系数I层系0．611，II层系0．756，ⅡI层系 O．800，属异常低压油藏。地层温度梯度2．6～2．8912／(100m)。 油田于1958年发现，在近几十年的开发历程中，经历了天然能量试采、试注水开发、 全面注水开发三个阶段．曾先后经历了多次方案调整，但开发效果均较差，最高年产油仅 ·746· 8．1×104t。为了提高花土沟油田的开发效果，1996年以来对前几次方案的经验教训进行了 认真分析与总结，提出了深化地质认识、加强油藏管理的主体指导思想，对油田现有井网、 油水井井况、集输流程、注水管网及站区的配备情况进行了全面调查，报废井大修利用达 §11100口井以上，从而揭开了花土沟油田上产的序幕。在对油田地质、油藏工程、钻井工 艺、采油工艺等进行全面研究的基础上，于1998年编制《花土沟油田15×104t产能调整方 案》，该方案当年实施、当年见效，1998年原油年产首次踏上10×104t台阶。2000年原油产 善。 二、增储上产所取得的成果 1．油田生产能力产生质的飞跃 花土沟油田于1958年发现，曾经历多次方案调整，但效果均较差，最高年产油仅8．1 ×104t。1996年开始了以深化地质认识，加强油藏管理为主体的原油上产工作，对油田地 质、油藏工程、采油工艺及地面配套系统进行全面研究，油井大修利用100口以上，钻调 整井及扩边井42E1。更新井20口，解决了注采井网不完善、油水井井况差、注水效果差等 ×104t，开发效果得到较大改善，油田生产能力产生了质的飞跃。 2．地质储量大幅增加 花土沟油田历史上进行过五次储量计算，1962、1970、1971、1972年四次是初步计算， 1974年第五次计算比较系统，当时有72口井的资料参与了计算．计算结果叠合含油面积 1。