鄂爾多斯盆地侏羅系延安組小油藏剩余油區水平井開發研究

田東恩,李楊勇,郭浩 (延長油田西區采油廠,陜西志丹 717500)

周鶴,周羽涵 (西安可名石油科技有限公司,陜西西安 716000)

鄂爾多斯盆地侏羅系延安組小油藏剩余油區水平井開發研究

田東恩,李楊勇,郭浩 (延長油田西區采油廠,陜西志丹 717500)

周鶴,周羽涵 (西安可名石油科技有限公司,陜西西安 716000)

鄂爾多斯盆地中生代侏羅系延安組油藏具有含油面積小、構造起伏小、分布零散、儲層物性好和單井產能較高的特點,歷來都是勘探和開發的主要目的層。正226井區是西區油田一個典型延安組小油藏,根據鄂爾多斯盆地侏羅系延安組油藏特征,正226井區還存在較大的開發潛力,同時也說明目前的開發井網不能滿足區塊提高采收率的要求,進行開發調整勢在必行。通過對正226井區加強地質研究和動態分析,分析了正226井區延安組的剩余油分布狀況,并根據剩余油分布特征在正226井區部署了3口水平井進行開發。3口水平井完井方式均為油層段下篩管完井。投產初期日產液均大于15m3,平均日產油10.4t,含水率與區塊老井初期平均含水率一致。根據預測,西平3井、西平4井最終累積產量分別為1×104t和2.1×104t,延92層最終采收率提高3.1%,西平8井最終產油量1.3×104t,延81最終采收率提高5%,開發效果良好。

鄂爾多斯盆地;延安組油藏;剩余油;水平井開發

1 地層概況

鄂爾多斯盆地中生代侏羅系延安組(J2y)砂體,屬陸相辮狀河沉積,河道在平面上遷移擺動頻繁,儲層砂體橫向疊置變化大[1]。油藏類型為差異壓實作用形成的構造-巖性油藏,具有圈閉面積小、構造幅度低和分布零散的特點。油藏一般都表現出砂頂起伏、油層厚度、含油飽和度等與砂體厚度呈正相關,符合差異壓實作用形成的油藏特征[2]。

延安組地層表現為正韻律沉積特性[3],下部的延10油層組為含礫粗-中砂巖,沉積顆粒向上逐漸變細;延10油層組頂部發育薄煤層或煤線,厚0.2～0.5m。延9、延8油層組均為中-細砂巖與泥巖互層,延9油層組一般按照旋回特征可劃分成3個層,延8油層組劃分為2個層。延9、延8油層組物性相差較小,是西區油田侏羅系延安組主要的儲集層,由于其構造幅度小,含油面積小,所以發現難度加大。

正226井區主要含油層為延81層和延92層,這2個層疊合含油面積1.80km2。其中延81層砂厚6～20m,平均13m,平均油層厚度4.5m,含油面積0.76km2,儲量26.1×104t;延92層砂層厚度5～25m,平均15m,平均油層厚度5m,含油面積1.45km2,儲量70.8×104t。

根據鉆井巖屑觀察(未見延81、延92層取心資料),延81、延92層以細粒、細-中粒及中粒長石砂巖和中粒巖屑質長石砂巖為主,其次為粗-中粒巖屑質長石砂巖及細粒云母質、含云母長石砂巖,碎屑顆粒分選較好。

延81、延92層孔隙度分別為17%和17.5%,平均滲透率分別為6.18m D和10.5m D,為一般的中孔-低滲帶邊底水的層狀砂巖油藏,局部可見純油層。

這2個層流體性質一致,原油密度0.841～0.896g/cm3,平均0.850g/cm3,地面黏度(50℃)5.8 ～10.9mPa·s,平均6.8mPa·s,凝固點-6～4℃,平均-1℃,含臘量7.3%～10.8%,平均8.8%。地層水總礦化度14172～22563mg/L,平均19221mg/L,水型為Na HCO3型。

2 開發概況

正226井區累計鉆開發井35口,其中延81層解釋為油層的井數為15口,投產7口(其余井因油層薄,距邊底水近未投),單井最高初期日產油5.5t(5056井),初期平均單井日產油3.5t,平均含水25%。延92層解釋為油層的井數為25口,投產13口,初期最高日產油5.6t,平均3.7t,平均含水27%。

正226井區開發方式為利用邊底水天然能量開發,油井自2002年投入生產,累積開發年限已超過10年,到2013年僅余2口維持生產(正226、正226-1),其余井因高含水改層生產。2口井合計日產油1.3t,單井平均日產油0.65t,平均含水41%,采油速度僅為0.18%,剩余可采儲量1.09%。

根據統計,截止到2012年底,正226井區延81層累積產量5×104t,采出程度19.1%;延92層累積產油14.5×104t,采出程度20.6%。根據鄂爾多斯盆地侏羅系延安組油藏特征,利用天然能量開發采收率一般標定采收率達到30%以上計算,正226井區還存在較大的開發潛力,同時也說明目前的開發井網不能滿足區塊提高采收率的要求,進行開發調整勢在必行。

3 剩余油分布特征

2012年以來,通過對正226井區加強地質研究和動態分析,摸清了正226井區延安組的剩余油分布狀況(見圖1、圖2)。

圖1 正226井區延92層剩余油分布圖

圖2 正226井區延81層剩余油分布圖

1)延81、延92層目前剩余油富集區在平面上呈局部連片狀。延81層剩余油主要集中在構造高部無井控制的空白區,連片狀況好。延92層主要受構造、井網、井距和油井是否射孔影響,也形成2個相對比較大的連片區。由于開發井網主要考慮了下部三疊系延長組的長4+5、長6油層組,而上部的延安組油藏原來的開發井對其控制程度差,即開發井網與油藏發育特征匹配差,導致剩余油殘留。

2)剩余油主要分布于背斜構造的高部。正226井區延安組的油藏類型為邊底水構造-巖性油藏,構造高部位存在純油層,構造閉合幅度小,油井投產時,為了避免油井過早水淹一般僅射開油層頂部的1 ～2m油層投產,利用邊底水能量開發。由于天然水體遠遠大于含油砂體,主要驅動方向來自于低部位的邊底水能量,而高部位的剩余油靠彈性驅和溶解氣驅,能量較弱(該區延安組油氣比低,油藏壓力小,溶解氣彈性能量較弱),加之重力作用的影響,易于保留。

根據計算延81、延92層剩余油分布面積,邊底水侵入高度約4m和3m,構造高部剩余油層厚度為3.5m和4m,剩余油儲量分別為19.9×104t和55.8×104t。

4 水平井部署及開發效果分析

根據剩余油分布特征,在正226井區先后部署了3口水平井進行開發,延81層部署1口,延92層部署2口,3口井水平段在平面上很好的控制了2個層剩余油最富集區。根據完鉆油層解釋,3口油層鉆遇率達到90%以上,均取得了成功,3口水平井設計指標及油層率見表1。

表1 正226井區3口水平井油層鉆遇統計表

2012年,西平3井、西平4井完成地質設計并實施鉆井投產,且在西平4井鉆井過程中發現延81層油氣顯示活躍,該井解釋油層厚度4.6m,油水同層厚度2.3m,完井電測延81層油層段視電阻率高達47.2Ω·m,解釋含油飽和度為53.11%,延81層平面投影距周圍老生產井僅79m,說明構造高部油層動用差,老井見水方向主要是邊水侵入,由此加強了對延81層的地質認識。2014年在延81層搞清構造特征及剩余油分布規律的基礎上部署了西平8井。

3口水平井完井方式均為油層段下篩管完井,投產前進行酸浸解堵。從3口井投產后生產情況(見表2)可以看出,3口井投產初期日產液均大于15m3,平均日產油10.4t,含水率與區塊老井初期平均含水率一致。目前,西平3井、西平4井產液量穩定,含水率上升至70%,說明邊底水天然能量依然充足。根據預測西平3井、西平4井最終累積產量分別為1×104t和2.1×104t,延92層最終采收率提高3.1%,西平8井最終產油量1.3×104t,延81層最終采收率提高5%,開發效果良好。

表2 正226井區3口水平井投產效果統計表

5 結論與建議

鄂爾多斯盆地廣泛發育的小、薄、散的延安組油藏(如西區油田),由于儲層物性較好,利用邊底水天然能量開發10年以后,經過精細的油藏描述和動態分析,根據剩余油分布情況,利用鉆水平井進行開發能夠取得好的開發效果,提高油藏最終的采收率。鉆井成功與否主要取決于以下2點:

1)精準的地質研究與描述、搞清砂體頂面起伏及目前剩余油分布規律的認識,是部署水平井開發的前提,搞清油藏的基本特征和儲層特征,才能將水平井鉆到油藏的最高部位(這一點對于小油藏非常重要),取得好的開發效果。

2)延安組儲層砂體為辮狀河沉積,砂體在平面上的變化較快,鉆井過程中及時進行地質導向,提高水平段油層的鉆遇率,是水平井獲得高產的有利保障。

[1]潘鐘祥.石油地質學[M].北京:地質出版社,1986.

[2]陳榮書.石油及天然氣地質學[M].北京:中國地質大學出版社,1994.

[3]張林森.延長油田中生界石油地質特征與高效勘探[M].北京:石油工業出版社,2011.

[編輯] 洪云飛

TE347

B

1673-1409(2014)32-0077-03

2014-07-04

田東恩(1965-),男,高級工程師,現主要從事油田開發方面的研究工作。