歡西油田錦98塊成功復產實踐

任鳳偉 許振洪

摘要：針對歡西油田錦98塊由于儲層物性差等原因造成的斷塊采出程度低、開發水平差的現狀，通過三老資料復查及精細地質研究，在總結斷塊前期開發效果差的基礎上，逐步實施了老井側鉆、加密調整及滾動擴邊的復產方案，使錦98塊產能得到全面恢復，并且取得了勘探開發雙豐收的佳績。

關鍵詞：側鉆；部署井網；增儲擴邊；精細地質研究；錦98塊

中圖分類號：TB2 文獻標識碼：A 文章編碼：1674-3520（2014）-02-00205-02

前言

錦98斷塊為歡西油田的一個四級斷塊，該塊于1979年開始試采，1989年實施注水開發，至1996年全塊停產，采出程度僅有12.1﹪。為恢復斷塊產能，自2001年起，我們通過實施優選側鉆井點、重新部署井網和擴邊增儲上產的逐步復產方案，使錦98塊開發水平呈現出前所未有的好局面。

一、地質概況

錦98斷塊位于遼河盆地歡喜嶺油田中部，是由北端地層超覆線和南部兩條斷層圈閉的構造巖性油藏，開發目的層為下第三系沙河街組四段杜家臺油層，構造形態為西北向東南傾斜的單斜構造，地層傾角11°～14°。該塊原含油面積0.5km2，地質儲量80×104t。油藏埋深1410～1520m。儲層巖性以含礫砂巖為主，孔隙度24.3﹪，滲透率263.6×10-3 μm2，泥質含量11.8﹪。原油密度0.95g/cm3，原油粘度31.23mPa·s，含油飽和度65.0﹪，原始地層壓力15.61MPa，飽和地層壓力為12.8MPa。

二、精細地質研究，斷塊實現增儲復產

（一）斷塊開發效果差的原因及復產潛力分析

為恢復該斷塊的產能，2001年伊始，我們通過精細地質研究針對斷塊開發效果差的原因進行了深入分析，取得了一定認識。

1、砂巖連通系數較低，是斷塊開發效果差的主要原因

原斷塊井網井距為350m，砂巖連通系數僅有47﹪，油層連通性較差，導致水驅效果差，油井壓降后壓力恢復比較緩慢。如：錦98井1982年投產時測得靜壓為15.61MPa，后雖然實施轉注，但該井在2000年停注后測得靜壓值僅有6.5MPa。

2、原井網對儲量控制程度低，也是制約斷塊開發效果的原因之一

斷塊原“一字形”井網井距較大（按原儲量80×104t計算，平均單井控制儲量為16×104t/口），布井方式不盡合理，使井網對儲量的控制程度不高。

3、原老井因井況問題無法正常生產

由于斷塊開發時間較長，全塊生產井（包括其它層系井）均有套變、落物等井況問題，從而導致油水井不能正常生產，加快了斷塊的停產。

4、采出程度低，剩余儲量較大

斷塊雖然實施了注水開發，但由于早期注入水水質較差容易造成油層堵塞，從而導致注水困難，二次采油效果不理想。斷塊驅替主要以天然能量為主，油井供液能力差，到全塊停產時，采出程度僅有12.1﹪，仍有一定的剩余油潛力，類比同類油藏錦99塊（杜）采收率26.0﹪，剩余可采儲量為12.7×104t。

（二）優選側鉆井點，單井復產取得成功

通過本層系5口老井的復查發現，只有錦2-11-005井具有復產的可能，因此在2001年我們首選錦2-11-005井進行了側鉆復產試驗。錦2-11-005井于1989年1月投產杜家臺油層，初期日產油58t，日產水18t，獲得了較好的工業油流。但該井生產至1994年12月，修井時在1109.31m處遇阻，打鉛印證實套變后停產。2001年6月，我們對該井實施了側鉆復產，初期日產油9t，日產水6t，到目前累產油2138t，累產水2912t。從而為錦98塊的全面復產提供了有力的地質依據。

（三）重新部署井網，提高儲量動用程度

在錦2-11-005井成功復產的基礎上，我們針對斷塊井況情況，提出了重新部署井網，提高儲量動用程度的復產方案。在中部油層厚度大于30m的范圍內，采用“三角形”井網按200m井距在斷塊內重新部署新井，共部署了8口開發井，實施后獲得了良好效果。

截至2003年5月，8口新井全部投產，初期日產液249t，日產油202t，綜合含水18.9﹪，平均單井日產油25t。目前開井6口，另外2口井轉注，日產液84t，日產油61t，綜合含水27.4﹪，平均單井日產油10t，到目前累產油2.7595×104t。

三、斷塊復產效果評價

通過精細地質研究工作，實施了加密調整和滾動擴邊，錦98塊取得了勘探開發雙豐收的佳績。

（一）滾動勘探取得新成果

通過超覆線北推120m，含油面積增加0.37km2，原油儲量增加50×104t。

（二）原油產量上升，采油速度顯著提高

經過加密擴邊，共部署油水井18口。油井總數由停產前的3口上升到14口；井網密度由原井網的10.0口/km2提高到24.1口/km2；井距由350m加密到200m；油層連通系數由47﹪上升到72﹪；截止到目前，斷塊油井總井14口，開井12口，日產油由停產前的0t上升至目前的145t，完成年產油量為3.0910×104t；采油速度由停產前的0﹪上升到目前的4.07﹪，實現了錦98塊的高速高效開發。

（三）實現了二次采油，采收率得以大幅度提高

通過調整，在斷塊內形成不規則的面積注水井網，注采井數比為1：2。同時針對由于斷塊泥質含量高，早期注入水水質差容易造成油層堵塞的問題，我們提出了對水井轉注前實施防膨處理，采取注入精細水的辦法來提高區塊的注水利用率。目前已實施轉注2口，且注水狀況良好，平均日注水100m3，視吸水指數分別為14.0m3/（MPa·d）和27.5m3/（MPa·d）；類比同類油藏錦99塊（杜），采收率可由停產前的7.4﹪提高至26.0﹪，可采儲量增加24.1×104t。（按新儲量130.0×104t計算）

（四）經濟效益顯著

截止到目前，斷塊投產新井15口（含錦95-50-50井）。按目前鉆井市場價格，一口井鉆前、鉆井（包括錄測井）價格為1450元/米，19口新井（平均完鉆井深為1600.0m）全部投產，則共需投入資金4408.0×104元。地面建設按每口井60.0×104元計算，共需資金1140.0×104元。噸油售價按850元/噸，噸油成本按237元/噸計算，收回投資需產油：

19×（1450×1600+600000）/（850-237）=9.0506×104t。

投資回收期：

油井按平均單井日產10t計算，年生產時間按300天預測，投資回收期為：

90506/（19×10×300）=1.6年。

最終經濟效益：

按標定采收率26.0﹪計算，可采地質儲量為33.8×104t，剩余可采地質儲量為24.1×104t，則最終經濟效益為：

24.1×104×（850-237）=1.48×108（億元）

四、結論及建議

（一）精細地質研究是錦98塊全面復產的基礎，測井曲線對比法仍是地質研究的有效手段。

（二）建議加快轉注進度，完善注采井網，提高斷塊注水開發效果。

截止到目前，斷塊已轉注2口，轉注工作還未完成，下步需要加快水井轉注進度，盡快完善注采井網。

（三）建議進一步落實錦83南部斷層，有無進一步西擴的潛力。

參考文獻：

[1]紀永亮.油氣田地下地質學[M].華東：石油大學出版社，2002.