交2块九佛堂组精细地质研究

2021-03-24宋晓

中国应急管理科学 2021年3期

宋晓

摘要：交2块九佛堂组经过多年开采，天然能量不足，初期采油速度高，压降快;注水开发初期见到一定效果，区块液量基本保持稳定，但是含水迅速上升，部分井因水窜关井，东西向存在水窜现象;水平井体积压裂先导试验初见成效。实施井位部署前区块油井开井率仅为10.5%，受注不进影响，注水井仅开井1口，开井率5.0%，区块低产低液，濒临废弃。在交2-H1井体积压裂成功实施的基础上，重新对区块地层进行精细地质研究，认为九佛堂组Ⅱ、Ⅲ油组剩余油富集，具有井位部署价值。设计水平井排距200m、井距100m，规划部署水平井13口，其中Ⅱ油组6口，Ⅲ油组7口。区块井位部署整体采用两套层系体积压裂水平井开发，提高储量动用程度，同时利用注水补充地层能量，提高区块采收率。预测交2块九佛堂组新井单井日产油18吨，累产油16000吨，对于动用区块该油层具有积极意义。

关键词：井位部署九佛堂组储量天然能量注水体积压裂

中图分类号：P618.13

一、地质概况

科尔沁油田交2块位于开鲁盆地交力格洼陷南沿的交南断鼻上，开鲁盆地陆家堡坳陷陆东凹陷交力格洼陷东南部，东部为广发背斜构造带，南部为交南断阶带，白垩系下统九佛堂组上段为本区主要含油目的层。油层埋深1600～1850m ，油藏类型为岩性构造油藏。2001年储量复算，上报含油面积7.1km2，储量455×104t。该区原油为稀油，但粘度较大。

20℃时原油密度平均0.8979g/cm3，50℃时原油粘度平均157.3mPa.s，平均含蜡10.5%，胶质+沥青质25%，凝固点13.4℃。据该区实际地层水分析资料表明：地层水氯根含量647.1mg/L，重根2801.9mg/L，总矿化度5787.8mg/L，为NaHCO3型水。

二、区块开发历程

1.天然能量开发阶段（1993-1996）：

1993年交2块以200m井距、正方形井网投入开发，该阶段共投产新井141口，大部分井采用压裂投产，区块产量快速上升，日产油最高达309吨。但在后期由于能量不足导致产量快速下降。

2.注水开发阶段（1996-2000）：

1996年4月采用反九点面积注采井网全面注水开发。初期含水快速上升，存在水窜情况，同时受储层物性差及中强水敏影响，1998年后注水井注不进，2000年后注水井基本停注。阶段末综合含水62.2%，采油速度0.4%，采出程度5.1%。

3.局部复注阶段（2000-目前）：

2000年3月-2003年3月该区承包给大港油田圣康石油石油技术公司时未进行动态监测，2003年科尔沁开发公司收回管理权后加强现场管理，油井采取检泵、压裂等方式复产，水井复注或转油井，但复注时间一般为2个月左右。该阶段注水井基本停注，油井以捞油及间开为主，采油速度低于0.3%，2000-2018年的采出程度仅为3.88%。

三、开发效果评价

1.区块低产低液，濒临废弃

区块油井由于低产低液开井率仅为10.5%;受注不进影响，注水井仅开井1口，开井率5.0%。

2.天然能量不足，地层压力和产量递减快

区块初期采用天然能量开发，初期采油速度高，天然能量不足，压降快，注水前单位压降累产油仅为2.2×104t/MPa。注水后压力有所回升，但注水时间短。后期低速开发，压降速度减缓。油井大段合采，产油快速递减，平均年递减率33.7%，后期低速生产。目前地层压力系数0.55左右，累积注采比小的区域地层压力系数低。

3.注水初期见到一定效果，受强水敏影响多数井注不进

1996年4月采用反九点面积注采井网全面注水开发，共转注水井43口。注水初期见到一定效果，区块液量基本保持稳定，但是含水迅速上升，部分井因水窜关井。注水后，油井在2-3个月左右见效，表现为液、油、含水同增，東西向存在水窜现象。

4.油井自然产量低，常规压裂可有效提高油井产量

区块常规投产直井29口，平均初期日产油4.0t，压裂投产115口，平均初期日产油9.5t，大于10t的井46口。累产超过1万吨的井9口，平均单井累产3757t。

5.水平井体积压裂先导试验初见成效

针对以上情况，2017年在区块南部部署交2-H1井，进行体积压裂先导试验，取得初步成效。该井大斜度段和水平段均钻遇油层，水平段长609m，油层+差油层钻遇率54.5%。A点井深1878m（垂深1725.82m），端点2487m（垂深1730.95m）。压裂段长70-90m，簇间距14-20m。压裂纵向动用跨度小于90m，Ⅱ油组未得到有效压裂改造，建议Ⅱ油组开展水平井先导试验。该井2018年水平井投产压裂见到效果：2018.3.28下泵生产，初期日产液21.5m3，日产油9.6t，含水55.1%，动液面-560m。目前日产液17.3m3，日产油12.5t，含水27.7%，动液面-687m。阶段累产油2387.6t，累产水1152.7m3，返排率28.4%。

四、井位部署意见

1.整体采用两套层系体积压裂水平井开发，提高储量动用程度

纵向上Ⅱ油组跨度80-120m、Ⅲ油组跨度80-100m。Ⅱ、Ⅲ油组的隔层单井最厚8.5m（交68-54），平均厚度3.5m。受岩性变化影响纵向压裂缝展布不均，交2-H1井Ⅱ油组未得到有效压裂改造，压裂纵向动用跨度小于90m。因此分Ⅱ、Ⅲ油组两套层系开发。

2.在直井井间优化部署水平井，形成直平组合的开发井网

水平方向为南北向，尽量垂直最大主应力方向，综合油层展布及投入产出比，优化水平段长700-900m，为提高储量动用程度，水平井部署在各油层组中部。

3.探索采用直井底部注水及增能压裂的补能方式，提高采收率

该区继续注水开发补充能量。待水平井产量递减到较低水平后，探索低渗、特低渗重复体积增能压裂模式，预计提高采收率5.7%。。

4.依据地质及开发特征分类部署，分批实施。

在区块有效厚度厚度大于5m范围内部署，分两套层系，设计水平井排距200m、井距100m，规划部署水平井13口，其中Ⅱ油组6口，Ⅲ油组7口。为规避风险，优先实施4口，Ⅱ油组1口，Ⅲ油组3口。

五、开发指标预测

1.单井初期产量确定

交2-H1井水平段长609m，钻塞后生产4个月日产油稳定在12t，根据交2-H1井生产情况及新部署水平井油层发育情况，预计水平段长度为900m时水平井初期日产油可稳定在18t左右。