大情字井油田黑89區(qū)塊有效開發(fā)方式研究

陳晶

（中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

前 言

目前大情字井油田未動用儲量呈現(xiàn)資源量大、儲層薄、物性差、產(chǎn)能低的特點(diǎn)，需要尋找有效的開發(fā)方式。本文選擇單一儲層較發(fā)育，橫向上分布相對穩(wěn)定且直井產(chǎn)量較低的黑89區(qū)塊作為研究對象，探索該區(qū)的效益開發(fā)方式。

1 黑89區(qū)塊油藏特征

1.1 儲層沉積及砂體展布特征

黑89區(qū)塊位于大情字井油田向斜構(gòu)造的東翼，整體構(gòu)造形態(tài)為西傾單斜。該區(qū)油層主要分布于青一段7、12號小層、青二段20號小層，潛力層為青一段14號小層、青三段Ⅻ砂組和泉四段Ⅰ砂組。青一段12號小層以河道及河口壩沉積為主，砂體大面積發(fā)育且連通性較好，橫向上分布相對穩(wěn)定，油層厚度一般2～5m；青一段7號小層在黑89區(qū)塊處于沉積前緣，砂體在黑148井區(qū)尖滅，油層厚度一般1～4m；青二段20號小層砂體呈條帶狀分布，油層厚度一般1～3m。

1.2 儲層物性特征

該區(qū)平均有效孔隙度為11.5%，水平滲透率為1.2mD，屬于中低孔、特低滲透儲層。

1.3 儲層油藏類型

黑89區(qū)塊青一段12號小層油藏受巖性和物性控制，局部受構(gòu)造控制，為構(gòu)造巖性油藏，其他目的層為巖性油藏。

2 開發(fā)效果分析

2.1 直井開發(fā)效果分析

黑89區(qū)塊目前完鉆投產(chǎn)開發(fā)井42口，其中采油井34口，投產(chǎn)層位包括青一段的4、6-8、12-16號小層，青二段的18-20、22號小層，以及泉四段的2-7號小層等。區(qū)塊整體低產(chǎn)液、低產(chǎn)油，產(chǎn)量遞減快，未見明顯注采反應(yīng)，難以達(dá)到效益開發(fā)。初期平均日產(chǎn)液5.5t，日產(chǎn)油1.3t，含水76.4%；穩(wěn)產(chǎn)為平均日產(chǎn)液3.0t，日產(chǎn)油0.8t，含水71.7%；目前平均日產(chǎn)液2.0t，日產(chǎn)油0.6t，含水69.0%（如表1），注水井平均日注16.6m3。

表1 黑89區(qū)塊部分采油井投產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表

2.2 常規(guī)水平井開發(fā)效果分析

目前大情字井油田青一段完鉆水平井9口，以裸眼滑套為主，壓裂規(guī)模小、產(chǎn)量低、效果差。平均水平段長度為782m，鉆遇油層410m，壓裂排量5m3/min，加砂量360m3，壓裂液4072m3，投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)液15.2t，日產(chǎn)油5.7t，含水62.5%；第二年日產(chǎn)液6.7t，日產(chǎn)油3.8t，含水43.3%。

2013年，在該區(qū)青一段12號小層完鉆水平井黑B井，該井完鉆水平段長939m，鉆遇砂巖850m，鉆遇油層343m，鉆遇油層厚度3.2m， 采用裸眼滑套分8段壓裂，壓裂排量5～5.5m3/min，加砂量290m3，壓裂液3419m3，投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)液13.4t，日產(chǎn)油5.9t，含水55.9%。第二年日產(chǎn)液4.9t，日產(chǎn)油3.2t，含水34.7%。目前日產(chǎn)液0.5t，日產(chǎn)油0.4t，含水29.6%，累產(chǎn)油3667.7t。

3 大規(guī)模壓裂水平井開發(fā)實(shí)驗(yàn)

3.1 參考致密油扶余油層水平井開發(fā)成功案例

試采直井乾C井，試采初期平均日產(chǎn)油1.8t，產(chǎn)量低、遞減快，39個月累產(chǎn)油僅1041.4t。

試采水平井6口，采用小規(guī)模（排量5.0m3/min、液量500～600m3/段）和大規(guī)模（排量8～12m3/min、液量1000～15000m3/段）兩種體積壓裂方式，對比區(qū)內(nèi)試采時間較長的2口不同壓裂方式水平井，其中，乾D井采用小規(guī)模體積壓裂，試采44個月，試采初期（1～5個月）日產(chǎn)油6.9t，目前日產(chǎn)油1.5t，累產(chǎn)油4727t；查E井采用大規(guī)模體積壓裂，試采22個月，初期（1～5個月）日產(chǎn)油23.4t，第二年日產(chǎn)油8t，累產(chǎn)油8083t。

從動態(tài)特征反映來看，直井投產(chǎn)，產(chǎn)量低、遞減快、注水見效差、不具備效益開發(fā)條件；水平井比直井開發(fā)效果好，能大幅度提高產(chǎn)量，其中，水平井小規(guī)模體積壓裂能達(dá)到效益邊緣；水平井大規(guī)模體積壓裂能大幅度提高初產(chǎn)且自噴周期長，自噴期階段累產(chǎn)高，預(yù)測可效益開發(fā)。通過以上研究和探索，初步形成了致密油水平井開發(fā)理念：水平段長度1000～1500m，大排量（8～12m3/t）、大液量（1000～15000m3/段）壓裂，單井控制儲量23.4×104t，平均單井日產(chǎn)6.2t，延長自噴生產(chǎn)周期提高效益，自蓄能（或吞吐）補(bǔ)充能量實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。

3.2 水平井對比部署及部署依據(jù)

通過對比大情字井高臺子油層和乾246區(qū)塊扶余油層的水平井壓裂參數(shù)（圖1）和產(chǎn)量關(guān)系（圖2），可以看出水平段較長和壓裂規(guī)模較大的乾246區(qū)塊的水平井，產(chǎn)量要明顯高于水平段較短和壓裂規(guī)模較小的大情字井油田。因此，按照致密油乾246區(qū)塊的思路，開展長水平段體積壓裂提產(chǎn)試驗(yàn)，確定了效益開發(fā)方式。

圖1 大情字井、乾246區(qū)塊水平井鉆遇及壓裂參數(shù)對比圖

圖2 大情字井與乾246區(qū)塊水平井產(chǎn)量對比圖

優(yōu)選儲層發(fā)育單一（4～6m）、直井產(chǎn)量低的黑89區(qū)塊，整體部署25口井，部署依據(jù)如下：。

（1）黑89區(qū)塊主力層青一段12號層，滲透性砂體厚度2～3m，單砂體12.1號小層連片發(fā)育，黑89、乾138井區(qū)厚度大于3.0m，12.2號小層局部發(fā)育。

（2）根據(jù)老井動用儲量與第二年產(chǎn)量線性關(guān)系，新井按80%鉆遇率預(yù)測動用儲量10.6萬噸，結(jié)合壓裂工藝技術(shù)進(jìn)步，類比已完鉆水平井儲量動用和產(chǎn)能情況，設(shè)計(jì)日產(chǎn)8t，單井控制儲量13.24×104t，老井鉆遇率低，需保證油層鉆遇率。

（3）該區(qū)乾F(xiàn)井、乾G井、黑H井、黑I井等多口探評井試油產(chǎn)量較好，2013年完鉆的黑B井累產(chǎn)油3667.7t，同時結(jié)合近幾年水平井鉆井、完井、壓裂及采油方面的進(jìn)步，繼續(xù)開展水平井提產(chǎn)試驗(yàn)。

（4）以南北向?yàn)橹?，垂直主?yīng)力方向，水平段長度1400～1500m，井排距600m，A-A點(diǎn)間距700m。

3.3 開發(fā)試驗(yàn)井完鉆情況及目前開發(fā)效果

為了確定產(chǎn)能及效益，2018年在黑89區(qū)塊青一段12號小層優(yōu)先實(shí)施1口試驗(yàn)井黑J井，

該井完鉆水平段長1529m，鉆遇砂巖1427m，鉆遇油層1239m，采用快鉆橋塞23段74簇大規(guī)模壓裂改造，單段加液量1458 m3，加砂量30 m3，排量4.5～125m3/min。該井于2018年11月29日投產(chǎn)，目前自噴日產(chǎn)液66.2t，日產(chǎn)油11.7t，含水81.7%，累產(chǎn)油237t，累產(chǎn)液3457t，返排率10.4%。對比前期完鉆水平井，在地質(zhì)上有了較大突破，在提產(chǎn)上采用快鉆橋塞23段74簇大規(guī)模壓裂改造，對比直井和前期水平井，產(chǎn)量提高幅度較大，初產(chǎn)效果較好，穩(wěn)產(chǎn)水平及經(jīng)濟(jì)效益情況需跟蹤評價。

4 結(jié)論

（1）單一油層發(fā)育區(qū)直井開發(fā)效益差，低產(chǎn)液、低產(chǎn)油，產(chǎn)量遞減快，未見明顯的注采反應(yīng)，難以達(dá)到效益開發(fā)。

（2）長水平段大規(guī)模壓裂有效提高了儲層的動用程度及蓄能效果。

（3）由于水平井開發(fā)存在儲層鉆遇率風(fēng)險，應(yīng)做好水平井能量補(bǔ)充，提高穩(wěn)產(chǎn)水平。