鄂爾多斯盆地延安組小油藏治理對策研究——以志丹油田2067井區為例

閆海濱 （西安石油大學石油工程學院，陜西 西安710065）

周鶴 （西安可名石油科技有限公司，陜西 西安716000）

李楊勇，郭浩 （陜西延長石油 （集團）有限公司西區采油廠，陜西 志丹717500）

周羽涵 （西安可名石油科技有限公司，陜西 西安716000）

劉洋澤 （西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065）

毛凱星 （中國石油大學 （華東）石油工程學院，山東 青島266580）

下侏羅統延安組屬河流相沉積，其中早期的富縣組和延安組10油層組為充填式河道沉積，河道規模大，河道東西長可達200km，寬10km［1，2］，沉積范圍廣，沉積厚度大 （主河道區富縣組與延10油層組砂層合計厚度可達400m）；至9油層組 （J1y9）沉積期河道填平，河流類型以曲流河為主，河道變窄（一般寬300～500m），水流變小，顆粒變細，以細 粉砂、炭質泥巖、薄煤層 （或煤線，0．2～2．0m）互層沉積為主［3］。J1y9油藏規模小，具有一定的方向性、隱蔽性，發現難度大。

在志丹油田，一般采用下部延長組開發井兼采延安組油層，因此井網對油藏的控制程度差，開發效果不理想。根據志丹油田延安組延9油層組2砂層 （J1y29）2067井區的開發實際，提出沿砂體發育 （古河道）方向部署水平井、老井進行徑向射孔開發的思路，以挖掘這類油藏的開發潛力。

1 油藏地質概況

1．1 構造特征

2067井區區域構造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶的西部，構造簡單，主要為西傾單斜背景上由差異壓實作用形成的一系列由東向西傾沒的低幅鼻狀隆起 （圖1）。為了認清2067井區構造特征、砂體分布規律、油藏規模、儲量規模等，選用鄰近的70余口井對J1y29油藏重新進行追蹤對比，精細劃分了地層、單砂體，對該油層進行重新解釋，繪制出了層頂微構造、砂頂起伏、砂體等厚、油藏剖面等揭示油藏特征的各種圖件［4］。

從2067井區J1y29頂構造起伏圖上看，2067井區發育2個小型的鼻隆，一個高點 （鼻隆脊線）位于2046－4井至2067－4井附近，一個位于2025－10井附近。2046－4井至2067－4井處形成了一個低幅度窄長背斜圈閉，圈閉幅度7m，最高點位于2046－4井附近，形成了較好的局部不規則背斜圈閉，有利于油氣的聚集 （圖2）。2067井區J1y29頂層小背斜呈西北 東南走向，該區目前開發井控制程度差，剩余油豐富。

圖1 2067井區J1y29 頂構造 （2m 級）

圖2 2067井區砂頂起伏與砂厚疊合圖 （2m 級）

1．2 儲層特征

2067井區J1y29儲層巖石特征為淺灰色中 細砂巖，成分以石英為主，長石次之，含少量暗色礦物及云母碎片，顆粒呈次棱角狀，分選中等。泥質膠結，較疏松，巖屑呈散砂狀。

該區J1y29儲層砂體粒徑自下而上呈現反韻律特征。砂體厚度6～14m，為一條自北向南窄河道沉積，河道寬約300m 左右，鉆遇砂體最厚處位于2046－4井處，砂體厚度13．4m。完井電測解釋結果統計（無巖心分析資料），J1y29儲層平均孔隙度為16．2%，滲透率25．7mD，地層物性較好，屬一般的低滲透儲層。

1．3 流體性質

原油密度0．841～0．896g／cm3（平均值0．850g／cm3），地面原油黏度 （50℃）5．8～10．9mPa·s（平均值6．8mPa·s），凝固點－6～4℃ （平均值－1℃），含蠟質量分數7．3%～10．8% （平均值8．8%）。地層水總礦化度14172～22563mg／L （平均值19221mg／L），水型為NaHCO3型。

2 開發特征及剩余油分布

2．1 開發簡況

2007年2067井區J1y9油藏為延長組開發井鉆井發現，截止到2014年該區共有20口井鉆遇J1y29，控制含油面積1．3km2，碾平油層有效厚度3．5m，計算原始地質儲量為30．8×104t，可采儲量9．23×104t，單儲系數為6．76×104t／ （km2·m）。

2007年油井陸續投產J1y29，初期單井最高日產油7．1t（2025－4井），10口生產井，初期單井平均日產油3．8t，平均含水率41．5%，投產效果良好，見圖3。截止到2015年1月，開發年限已達8a，累計產油3．5×104t，采出程度11．37%，可采儲量采出程度37．9%，區塊剩余可采儲量為5．73×104t。2015年1月正常生產11口井，合計日產油11．66t，單井平均日產油1．06t，平均含水率67．4%，采油速度僅為1．38%，剩余可采儲量采油速度7．4%，生產開發形勢變差。

2．2 剩余油分布特征

依據單井鉆遇油層厚度、單井累計產油量、生產含水率以及油井所處構造位置、油井射孔、井距等綜合分析，勾繪出含油范圍內的油藏剩余油富集區［5，6］。剩余油富集區主要分布在2025－11 井～2045－2井～2046－2井～2046－4井～2067－4井之間，以及隨鼻隆向西北部延伸的砂體發育帶 （2025－10井北部）、向2046－4井東南方向砂巖體發育區 （圖4）。

圖3 2067井區砂頂起伏與初期產能疊合圖

圖4 2067井區剩余油富集圖與調整部署

3 綜合治理方案

3．1 潛力分析

1）2025－10井向西北部方向擴邊潛力，即沿鼻隆方向和砂體發育方向西北部擴邊潛力。2067井區油藏展布受沉積砂體和微構造控制，成藏規模小、方向性強，現井網對油藏控制程度差。根據單砂體追蹤［7］，與2025－10井相距876m 處的正505－7井、正505－4井生產的延安組油藏與2025－10井為同一套砂體，判斷沿正505－4井至2025－10井發育一條分支河道，河道寬300m 左右，河道砂體與微構造良好配置可以成為有利的含油區。

2）向2046－4井東南方向擴邊潛力。2046－4井在J1y29鉆遇砂厚13．4m，解釋油水同層12．6m，該井自2008年投產后一直生產穩定，2015年1月該井日產液10．46m3，日產油6．3t，含水率49%，產液量、含水率穩定。依據砂體展布規律和砂頂起伏分析，該井應處于分支河道上，處于微構造高部和含油有利部位，因此砂體存在向東南方向擴展的可能，是含油有利區。

3）內部加密潛力，根據砂體發育特征和剩余油分布規律，在2025－11井～2045－2井～2046－2井～2046－4井～2067－4井之間具有加密潛力和未投產井補孔生產的潛力。

3．2 調整部署

1）沿2067－4井～2046－4井無井控制區部署水平井1口，設計水平段長430m （水平井設計已完成，正鉆井實施）。

2）部署內部加密新井2 口，試油井1 口 （2045－2 井），利用老井徑向鉆孔2 口，徑向鉆孔方向見圖4。

3．3 效果分析

依據志丹油田延安組水平井穩產后產量統計，水平段在300～450m 左右時，日產油可達6～25t；利用水平井產能預測公式［8］，設計水平井穩產期后日產油11．4t。根據老井生產初期產能預測新井穩產期日產油3．5t，徑向鉆孔井平均增油量100% （統計），則調整后2067井區日產油可達30t，采油速度由目前的1．38%上升到9．7%，預測采收率可達25．5%，調整效果顯著。

4 結論與認識

1）鄂爾多斯盆地 （陜北）地表溝壑縱橫、梁卯交織，起伏較大，在油田開發實施上，由于施工隊伍眾多，技術能力和設備差別較大，產生的資料也存在差別 （井場海拔測量差別大、井軌跡測量不準等），易造成對油藏認識出現誤差，如構造性油藏誤認為是物性油藏等，對構造、微構造研究不重視，對油藏特性認識不清，開發實踐中對這類小油藏生產潛力沒有充分挖掘。

2）鄂爾多斯盆地志丹地區存在著大量的延安組小油藏 （古甘陜古河主河道兩側附近，延長油田永寧、西區采油廠、長慶采油三廠等），由于其面積小，隱蔽性強，勘探發現難度大，而利用延長組井網兼采，其井網存在著控制程度差的問題。加強地質研究，開展精細地層對比、單砂體追蹤、描述，搞清微構造特征、砂頂起伏、含油砂體的展布規律，分析目前開發井所處的油藏位置，才能找到有利區，為綜合調整奠定基礎。

3）利用水平井技術、老井側鉆、老井徑向鉆孔技術等可以對延安組底水小油藏進行有效開發，延長油井生產周期。

［1］張林森．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．

［2］劉聯群，劉建平，李勇，等．鄂爾多斯盆地彭陽地區侏羅系延安組油氣成藏主控因素分析 ［J］．地球科學與環境學報，2010，32（3）：8～14．

［3］孟立娜，李鳳杰，方朝剛，等．鄂爾多斯盆地吳起地區侏羅紀早中期河流沉積及油氣分布 ［J］．西安石油大學學報 （自然科學版），2012，27 （6）：1～7．

［4］郭永康，王輝，唐兆俊，等．侏羅系邊底水油藏開發技術探討 ［J］．石油化工應用，2010，29 （2）：69～74．

［5］胥中義，馮立勇，羅建強，等．邊底水油藏開發中后期調整挖潛技術研究與應用 ［J］．石油化工應用，2009，28 （1）：66～68．

［6］馬世煜．邊底水油藏提高開發效果的主要做法和認識 ［J］．石油學報，1982，3 （3）：54～62．

［7］文華．邊底水油藏開發效果及調整對策研究 ［J］．特種油氣藏，2009，16 （2）：50～52．

［8］劉小波．國外水平井油井產能預測研究現狀 ［J］．內蒙古石油化工，2010，36 （4）：122～125．