莫里青斷陷伊59區(qū)塊開發(fā)效果評(píng)價(jià)

韓守福

（中國(guó)石油吉林油田新民采油廠 吉林松原 138000）

1 開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

伊通盆地位于吉林省東部，包括莫里青斷陷、鹿鄉(xiāng)斷陷、岔路河斷陷，可探明石油資源量5.43×108t，已探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量8296×104t，存在著巨大的勘探潛力。莫里青斷陷上的伊59區(qū)塊已探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量4599.9×104t。為了進(jìn)一步驗(yàn)證莫里青斷陷西北緣斷褶帶的含油氣性，于2008年部署了伊59井。目前，該區(qū)塊總油井?dāng)?shù)296口，注水井81口，油井開井?dāng)?shù)238口，注水井開井66口，核實(shí)年產(chǎn)油15.2×104t。

2 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

2.1 油藏特點(diǎn)及分區(qū)情況

在伊59區(qū)塊各井區(qū)的油藏特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合斷裂系統(tǒng)展布特征及儲(chǔ)層條件認(rèn)識(shí)，為后期研究方便，將伊59區(qū)塊分為A、B、C、D四個(gè)區(qū)、6個(gè)單元。

A區(qū)為伊59井區(qū)，該區(qū)扇體發(fā)育，縱向上分A1、A2兩套井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，A2單元2009年開始開發(fā)，主力層為雙二段Ⅱ砂組；2015年在該區(qū)開展雙二段Ⅰ砂組的二套層系開發(fā)，為A1單元。該區(qū)Ⅰ砂組、Ⅱ砂組均屬于斷層構(gòu)造油藏；其中，A1單元為190m的正方形井網(wǎng)，A2為212m的正方形井網(wǎng)。

B區(qū)為伊45-3-3井區(qū)，該區(qū)主力油層為雙二段Ⅰ、Ⅱ砂組，2009年開始投入開發(fā)，砂體單層薄，油層縱向跨距大，油藏類型為構(gòu)造巖性油藏；該區(qū)為不規(guī)則井網(wǎng)方式，井距180m。

C區(qū)為伊60井區(qū)，該區(qū)主力油層為雙二段Ⅰ砂組，油水界面約-1930m，2009年投入開發(fā)，2015年在該區(qū)進(jìn)行加密部署，油藏類型為構(gòu)造油藏；該區(qū)的北部為130×100m的三角形井網(wǎng)，加密區(qū)為130～150m井距的正方形井網(wǎng)。

D區(qū)為伊+45-2-7井區(qū)，該區(qū)在縱向上分兩套井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，D1單元主力層為Ⅰ、Ⅱ砂組，2015年開展二套井網(wǎng)部署開發(fā)，Ⅲ、Ⅳ砂組為D2單元，2009年開始投入開發(fā)，油藏類型為巖性層狀構(gòu)造油藏。其中，D1單元為190m的正方形井網(wǎng)，D2單元為212m的正方形井網(wǎng)。

2.2 井網(wǎng)完善程度評(píng)價(jià)

2018年11月，該區(qū)注水油井?dāng)?shù)296口，注水井81口，油水井?dāng)?shù)比由2016年的5.1降至目前的3.7，有采無注油井由45口降至22口，其中單向受效井101口，雙向受效井103口，三向受效井30口，雙向以上受效井占比達(dá)到52.0%，平面上形成較為完善的正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，局部井網(wǎng)需要進(jìn)一步完善，例如，伊60北、伊59區(qū)塊北部、伊47-1井區(qū)油水井?dāng)?shù)比達(dá)到了4.3、6.3、4.3?？v向上，受儲(chǔ)層連通及分注工藝的影響，分注率36%，油井中有28%的層數(shù)、23%的射開有效厚度未受注水井控制，注采調(diào)整潛力大。

其中，A1區(qū)遵循原井網(wǎng)，A2區(qū)后期合動(dòng)油6口、水井2口，調(diào)整比例28%，達(dá)不到分井網(wǎng)開發(fā)。產(chǎn)量劈分后，A1區(qū)日注采比1.2，累計(jì)注采比0.5，A2區(qū)日注采比0.7，累計(jì)注采比0.28。D1區(qū)遵循原井網(wǎng)，D2區(qū)后期合動(dòng)油井10口，調(diào)整比例50%，沒有分井網(wǎng)開發(fā)。產(chǎn)量劈分后，D1區(qū)日注采比0.8，累計(jì)注采比0.39；D2區(qū)日注采比0.8，累計(jì)注采比0.21。

2.3 水驅(qū)控制程度及水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)

根據(jù)49個(gè)井組統(tǒng)計(jì)，水驅(qū)控制程度為66.9%，處于中等偏低水平，其中，斷階外A、B區(qū)大于75%，斷階內(nèi)的C、D區(qū)小于65%；參考22口井吸水剖面計(jì)算水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度為60.7%，受儲(chǔ)層連通性、分注因素影響，A區(qū)相對(duì)較好。

2.4 能量保持及利用狀況評(píng)價(jià)

該區(qū)原始地層壓力為24.7MPa，目前地層壓力為14.0MPa，低于飽和壓力，為原始地層壓力的56.8%。日注采比1.1，累計(jì)注采比0.5，注水難度增大，液量上升，地層壓力略上升，能量虧空嚴(yán)重，從開采曲線看，脫氣生產(chǎn)；A2單元注水難度增大，產(chǎn)量遞減快、地層壓力持平；C單元注入量中等，產(chǎn)液量、地層壓力略有上升。油井開井?dāng)?shù)223口，總液量750t/d，總油量442t/d。單井產(chǎn)液升高3.37t，單井產(chǎn)油降低2.0t，含水升高41.1%。

分區(qū)看，A、B區(qū)總產(chǎn)量占主體，C、D區(qū)單井液量、油量上升，A區(qū)持平，B區(qū)下降；水井開井66口，日總注入量1021方，平均單井日注量15方，平均注入壓力13.9MPa。分區(qū)看，A、B區(qū)注入壓力增高，注入量降低；C、D1區(qū)注入壓力雖然升高，但注入量持平；D2注入量升高，但注入壓力降低。日注采比1.1，累計(jì)注采比0.51。分區(qū)看：A、D1區(qū)注采比較低，B、C、D2區(qū)注采關(guān)系較合理。

2.5 油層動(dòng)用狀況評(píng)價(jià)

根據(jù)目前完鉆井情況統(tǒng)計(jì)，伊59區(qū)塊平均單井20層鉆遇有效厚度35m，動(dòng)用5層13m，未動(dòng)用15層22m；動(dòng)用層數(shù)比例25.9%，厚度比例38.4%，油層動(dòng)用率較低，各塊看二套相對(duì)動(dòng)用高，其中，伊59斷階外動(dòng)用程度51.4%，斷階內(nèi)伊45井區(qū)動(dòng)用程度為62.8%。目前優(yōu)選51口井的潛力層位，通過廠院結(jié)合，今年暫定實(shí)施6口，下一步視井場(chǎng)條件進(jìn)行調(diào)整。

2.6 含水上升率

全區(qū)含水率上升，C、D區(qū)上升幅度大。存水率較低43.9%，主要受累注水量小的影響，D區(qū)尤為明顯；含水33.5%，含水率上升1.6，小于理論值3.8。

2.7 遞減規(guī)律評(píng)價(jià)

從部頻法、產(chǎn)能法看遞減，自然遞減13.6%，年綜合遞減率8.8%。從產(chǎn)量曲線遞減擬合回歸看，對(duì)2008～2012年完鉆的134口枯竭式開發(fā)井統(tǒng)計(jì)：第一年綜合遞減率為34.9%～36.0%，第二年9.1%～10.8%，第三年8.7%～11.9%；對(duì)注水相對(duì)受效的A2單元73口井，受效后年綜合遞減率統(tǒng)計(jì)為7.54%～7.86%；對(duì)區(qū)塊整體266口井，統(tǒng)計(jì)近一年的年綜合遞減率為8.8%。

2.8 采收率評(píng)價(jià)及可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)

依據(jù)童氏圖版、丙型曲線、遞減法綜合分析，2017年綜合遞減率8.8%，可采儲(chǔ)量為295×104t，采收率16.0%，與2016年基本相當(dāng)。

3 水驅(qū)規(guī)律分析

目前伊59區(qū)塊注水井?dāng)?shù)67口井，從單井累注量看，小于1.0×104m3的井?dāng)?shù)為42口，1.0～2.0×104m319口井，大于2.0×104m3井?dāng)?shù)為6口，平均單井累計(jì)注水量為0.94×104m3；從井組累計(jì)注采比看，小于0.3的井?dāng)?shù)為43口、0.3～0.5井?dāng)?shù)23口，0.5～1.0井?dāng)?shù)12口，大于1.0的井?dāng)?shù)5口，井組平均累計(jì)注采比為0.33；從注水井注水壓力來看，小于10MPa井?dāng)?shù)28口，10～20MPa井?dāng)?shù)23口，20～23MPa井?dāng)?shù)12口，大于23MPa，注水較為困難的4口井，區(qū)塊平均注水壓力13.0MPa。從分注井?dāng)?shù)看，全區(qū)僅16口井實(shí)現(xiàn)2～3段分注。區(qū)塊整體表現(xiàn)為單井注水注水量少，注采比低，注水系統(tǒng)能夠滿足注水需求，分注率低，可評(píng)價(jià)井組少，18個(gè)。

區(qū)內(nèi)18個(gè)可評(píng)價(jià)井組72口油井中，10個(gè)井組14口油井見效，整體上見到一定注水效果；分區(qū)看，斷階外受效情況好于斷階內(nèi)，地層壓力穩(wěn)中有升，地層能量有所恢復(fù)，受效油井液量、油量上升，適應(yīng)性好于斷階內(nèi)。兩個(gè)主要井區(qū)中，伊59井區(qū)7個(gè)可評(píng)價(jià)井組中，5個(gè)井組中9口油井有動(dòng)態(tài)反應(yīng)，其中7口受效明顯；伊60井區(qū)4個(gè)可評(píng)價(jià)井組中，3個(gè)井組中4口油井有動(dòng)態(tài)反應(yīng)，其中3口受效明顯。動(dòng)態(tài)特征為油井壓力上升，產(chǎn)液、產(chǎn)油上升，含水平穩(wěn)，見效周期最短6個(gè)月，見效距離200～250m，見效方位以近東西向?yàn)橹鳌?/p>

從分區(qū)上看：A區(qū)南、C區(qū)注水現(xiàn)狀較好；A區(qū)北、B、D1區(qū)注入量低、注入壓力高。D2分注率低，單井日注水量10～20m3，其中有16口井注入量小于10方，A區(qū)北、D1區(qū)單井日注入量低，單井累注量大于1萬方的井有43口，B、D1區(qū)單井累注量低，注入壓力在15～23MPa，小于10MPa的井有19口，A區(qū)北、B、D1區(qū)注采壓力高，分注率平均36%，D2區(qū)分注率僅為27%。

目前明顯受效井49口，其中A、B區(qū)受效井19口，見效早（6個(gè)月），受物性差、構(gòu)造陡、改造縫方向等因素影響，呈單方向線性受效，水驅(qū)效率低；C、D區(qū)受效井30口，見效晚（12個(gè)月），物性好、構(gòu)造平緩，一般呈多方向式受效， 水驅(qū)效率高。

4 結(jié)論與建議

（1）油藏復(fù)雜、能量虧空嚴(yán)重、注采矛盾突出、注水方案優(yōu)化及分注潛力大，未動(dòng)用油層多。

（2）加快新井投注，完善井網(wǎng)，配套轉(zhuǎn)注，優(yōu)化注水層段，地質(zhì)工程結(jié)合，提高分注率。

（3）優(yōu)化潛力層動(dòng)用，分析分層系開發(fā)可行性。

（4）對(duì)儲(chǔ)層連通性進(jìn)行精細(xì)刻畫，重新對(duì)致密儲(chǔ)層進(jìn)行二次解釋。