交2塊九佛堂組精細(xì)地質(zhì)研究

宋曉

摘要 ：交2塊九佛堂組經(jīng)過多年開采，天然能量不足，初期采油速度高，壓降快;注水開發(fā)初期見到一定效果，區(qū)塊液量基本保持穩(wěn)定，但是含水迅速上升，部分井因水竄關(guān)井，東西向存在水竄現(xiàn)象;水平井體積壓裂先導(dǎo)試驗初見成效。實施井位部署前區(qū)塊油井開井率僅為10.5%，受注不進(jìn)影響，注水井僅開井1口，開井率5.0%，區(qū)塊低產(chǎn)低液，瀕臨廢棄。在交2-H1井體積壓裂成功實施的基礎(chǔ)上，重新對區(qū)塊地層進(jìn)行精細(xì)地質(zhì)研究，認(rèn)為九佛堂組Ⅱ、Ⅲ油組剩余油富集，具有井位部署價值。設(shè)計水平井排距200m、井距100m，規(guī)劃部署水平井13口，其中Ⅱ油組6口，Ⅲ油組7口。區(qū)塊井位部署整體采用兩套層系體積壓裂水平井開發(fā)，提高儲量動用程度，同時利用注水補(bǔ)充地層能量，提高區(qū)塊采收率。預(yù)測交2塊九佛堂組新井單井日產(chǎn)油18噸，累產(chǎn)油16000噸，對于動用區(qū)塊該油層具有積極意義。

關(guān)鍵詞：井位部署? ? 九佛堂組? ? 儲量? ? 天然能量? ? 注水? ? 體積壓裂

中圖分類號：P618.13

一、地質(zhì)概況

科爾沁油田交2塊位于開魯盆地交力格洼陷南沿的交南斷鼻上，開魯盆地陸家堡坳陷陸東凹陷交力格洼陷東南部，東部為廣發(fā)背斜構(gòu)造帶，南部為交南斷階帶，白堊系下統(tǒng)九佛堂組上段為本區(qū)主要含油目的層。油層埋深1600～1850m ，油藏類型為巖性構(gòu)造油藏。2001年儲量復(fù)算，上報含油面積7.1km2，儲量455×104t。該區(qū)原油為稀油，但粘度較大。

20℃時原油密度平均0.8979g/cm3，50℃時原油粘度平均157.3mPa.s，平均含蠟10.5%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)25%，凝固點13.4℃。據(jù)該區(qū)實際地層水分析資料表明：地層水氯根含量647.1mg/L，重根2801.9mg/L，總礦化度5787.8mg/L，為NaHCO3型水。

二、區(qū)塊開發(fā)歷程

1.天然能量開發(fā)階段（1993-1996）：

1993年交2塊以200m井距、正方形井網(wǎng)投入開發(fā)，該階段共投產(chǎn)新井141口，大部分井采用壓裂投產(chǎn)，區(qū)塊產(chǎn)量快速上升，日產(chǎn)油最高達(dá)309噸。但在后期由于能量不足導(dǎo)致產(chǎn)量快速下降。

2.注水開發(fā)階段（1996-2000）：

1996年4月采用反九點面積注采井網(wǎng)全面注水開發(fā)。初期含水快速上升，存在水竄情況，同時受儲層物性差及中強(qiáng)水敏影響，1998年后注水井注不進(jìn)，2000年后注水井基本停注。階段末綜合含水62.2%，采油速度0.4%，采出程度5.1%。

3.局部復(fù)注階段（2000-目前）：

2000年3月-2003年3月該區(qū)承包給大港油田圣康石油石油技術(shù)公司時未進(jìn)行動態(tài)監(jiān)測，2003年科爾沁開發(fā)公司收回管理權(quán)后加強(qiáng)現(xiàn)場管理，油井采取檢泵、壓裂等方式復(fù)產(chǎn)，水井復(fù)注或轉(zhuǎn)油井，但復(fù)注時間一般為2個月左右。該階段注水井基本停注，油井以撈油及間開為主，采油速度低于0.3%，2000-2018年的采出程度僅為3.88%。

三、開發(fā)效果評價

1.區(qū)塊低產(chǎn)低液，瀕臨廢棄

區(qū)塊油井由于低產(chǎn)低液開井率僅為10.5%;受注不進(jìn)影響，注水井僅開井1口，開井率5.0%。

2.天然能量不足，地層壓力和產(chǎn)量遞減快

區(qū)塊初期采用天然能量開發(fā)，初期采油速度高，天然能量不足，壓降快，注水前單位壓降累產(chǎn)油僅為2.2×104t/MPa。注水后壓力有所回升，但注水時間短。后期低速開發(fā)，壓降速度減緩。油井大段合采，產(chǎn)油快速遞減，平均年遞減率33.7%，后期低速生產(chǎn)。目前地層壓力系數(shù)0.55左右，累積注采比小的區(qū)域地層壓力系數(shù)低。

3.注水初期見到一定效果，受強(qiáng)水敏影響多數(shù)井注不進(jìn)

1996年4月采用反九點面積注采井網(wǎng)全面注水開發(fā)，共轉(zhuǎn)注水井43口。注水初期見到一定效果，區(qū)塊液量基本保持穩(wěn)定，但是含水迅速上升，部分井因水竄關(guān)井。注水后，油井在2-3個月左右見效，表現(xiàn)為液、油、含水同增，東西向存在水竄現(xiàn)象。

4.油井自然產(chǎn)量低，常規(guī)壓裂可有效提高油井產(chǎn)量

區(qū)塊常規(guī)投產(chǎn)直井29口，平均初期日產(chǎn)油4.0t，壓裂投產(chǎn)115口，平均初期日產(chǎn)油9.5t，大于10t的井46口。累產(chǎn)超過1萬噸的井9口，平均單井累產(chǎn)3757t。

5.水平井體積壓裂先導(dǎo)試驗初見成效

針對以上情況，2017年在區(qū)塊南部部署交2-H1井，進(jìn)行體積壓裂先導(dǎo)試驗，取得初步成效。該井大斜度段和水平段均鉆遇油層，水平段長609m，油層+差油層鉆遇率54.5%。A點井深1878m（垂深1725.82m），端點2487m（垂深1730.95m）。壓裂段長70-90m，簇間距14-20m。壓裂縱向動用跨度小于90m，Ⅱ油組未得到有效壓裂改造，建議Ⅱ油組開展水平井先導(dǎo)試驗。該井2018年水平井投產(chǎn)壓裂見到效果：2018.3.28下泵生產(chǎn)，初期日產(chǎn)液21.5m3，日產(chǎn)油9.6t，含水55.1%，動液面-560m。目前日產(chǎn)液17.3m3，日產(chǎn)油12.5t，含水27.7%，動液面-687m。階段累產(chǎn)油2387.6t，累產(chǎn)水1152.7m3，返排率28.4%。

四、井位部署意見

1.整體采用兩套層系體積壓裂水平井開發(fā)，提高儲量動用程度

縱向上Ⅱ油組跨度80-120m、Ⅲ油組跨度80-100m。Ⅱ、Ⅲ油組的隔層單井最厚8.5m（交68-54），平均厚度3.5m。受巖性變化影響縱向壓裂縫展布不均， 交2-H1井Ⅱ油組未得到有效壓裂改造，壓裂縱向動用跨度小于90m。因此分Ⅱ、Ⅲ油組兩套層系開發(fā)。

2.在直井井間優(yōu)化部署水平井，形成直平組合的開發(fā)井網(wǎng)

水平方向為南北向，盡量垂直最大主應(yīng)力方向，綜合油層展布及投入產(chǎn)出比，優(yōu)化水平段長700-900m，為提高儲量動用程度，水平井部署在各油層組中部。

3.探索采用直井底部注水及增能壓裂的補(bǔ)能方式，提高采收率

該區(qū)繼續(xù)注水開發(fā)補(bǔ)充能量。待水平井產(chǎn)量遞減到較低水平后，探索低滲、特低滲重復(fù)體積增能壓裂模式，預(yù)計提高采收率5.7%。。

4.依據(jù)地質(zhì)及開發(fā)特征分類部署，分批實施。

在區(qū)塊有效厚度厚度大于5m范圍內(nèi)部署，分兩套層系，設(shè)計水平井排距200m、井距100m，規(guī)劃部署水平井13口，其中Ⅱ油組6口，Ⅲ油組7口。為規(guī)避風(fēng)險，優(yōu)先實施4口，Ⅱ油組1口，Ⅲ油組3口。

五、開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

1.單井初期產(chǎn)量確定

交2-H1井水平段長609m，鉆塞后生產(chǎn)4個月日產(chǎn)油穩(wěn)定在12t，根據(jù)交2-H1井生產(chǎn)情況及新部署水平井油層發(fā)育情況，預(yù)計水平段長度為900m時水平井初期日產(chǎn)油可穩(wěn)定在18t左右。

2.單井遞減率確定

交2-H1井正常生產(chǎn)前半年一直穩(wěn)產(chǎn)在12t，同類型油藏水平井一般初期穩(wěn)產(chǎn)一年，后期年遞減率30%左右。因此預(yù)計交2塊水平井初期可穩(wěn)產(chǎn)一年，快速遞減階段遞減率為30%，10年累產(chǎn)油為16000t，4口水平井年建產(chǎn)能2.16×104t。

六、經(jīng)濟(jì)效益分析

交2塊九佛堂組預(yù)計投資7800萬元，財務(wù)凈現(xiàn)值4368萬元，投資回收期2.78年，內(nèi)部收益率38.81%，投入產(chǎn)出比1：1.56。

七、結(jié)語

（1）交2塊九佛堂組剩余油富集，未水淹，具有井位部署價值。

（2）交2塊九佛堂組采用注水開發(fā)，能大幅提升采收率。

（3）交2塊水平井體積壓裂先導(dǎo)試驗初見成效，可在新井進(jìn)行推廣實施。

（4）交2塊九佛堂組井位部署對于增加區(qū)塊產(chǎn)量，改善開發(fā)效果具有重要意義。

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（中油遼河油田分公司? 遼寧? 盤錦? 124114）