欢西油田锦98块成功复产实践

任凤伟 许振洪

摘要：针对欢西油田锦98块由于储层物性差等原因造成的断块采出程度低、开发水平差的现状，通过三老资料复查及精细地质研究，在总结断块前期开发效果差的基础上，逐步实施了老井侧钻、加密调整及滚动扩边的复产方案，使锦98块产能得到全面恢复，并且取得了勘探开发双丰收的佳绩。

关键词：侧钻；部署井网；增储扩边；精细地质研究；锦98块

中图分类号：TB2 文献标识码：A 文章编码：1674-3520（2014）-02-00205-02

前言

锦98断块为欢西油田的一个四级断块，该块于1979年开始试采，1989年实施注水开发，至1996年全块停产，采出程度仅有12.1﹪。为恢复断块产能，自2001年起，我们通过实施优选侧钻井点、重新部署井网和扩边增储上产的逐步复产方案，使锦98块开发水平呈现出前所未有的好局面。

一、地质概况

锦98断块位于辽河盆地欢喜岭油田中部，是由北端地层超覆线和南部两条断层圈闭的构造岩性油藏，开发目的层为下第三系沙河街组四段杜家台油层，构造形态为西北向东南倾斜的单斜构造，地层倾角11°～14°。该块原含油面积0.5km2，地质储量80×104t。油藏埋深1410～1520m。储层岩性以含砾砂岩为主，孔隙度24.3﹪，渗透率263.6×10-3 μm2，泥质含量11.8﹪。原油密度0.95g/cm3，原油粘度31.23mPa·s，含油饱和度65.0﹪，原始地层压力15.61MPa，饱和地层压力为12.8MPa。

二、精细地质研究，断块实现增储复产

（一）断块开发效果差的原因及复产潜力分析

为恢复该断块的产能，2001年伊始，我们通过精细地质研究针对断块开发效果差的原因进行了深入分析，取得了一定认识。

1、砂岩连通系数较低，是断块开发效果差的主要原因

原断块井网井距为350m，砂岩连通系数仅有47﹪，油层连通性较差，导致水驱效果差，油井压降后压力恢复比较缓慢。如：锦98井1982年投产时测得静压为15.61MPa，后虽然实施转注，但该井在2000年停注后测得静压值仅有6.5MPa。

2、原井网对储量控制程度低，也是制约断块开发效果的原因之一

断块原“一字形”井网井距较大（按原储量80×104t计算，平均单井控制储量为16×104t/口），布井方式不尽合理，使井网对储量的控制程度不高。

3、原老井因井况问题无法正常生产

由于断块开发时间较长，全块生产井（包括其它层系井）均有套变、落物等井况问题，从而导致油水井不能正常生产，加快了断块的停产。

4、采出程度低，剩余储量较大

断块虽然实施了注水开发，但由于早期注入水水质较差容易造成油层堵塞，从而导致注水困难，二次采油效果不理想。断块驱替主要以天然能量为主，油井供液能力差，到全块停产时，采出程度仅有12.1﹪，仍有一定的剩余油潜力，类比同类油藏锦99块（杜）采收率26.0﹪，剩余可采储量为12.7×104t。

（二）优选侧钻井点，单井复产取得成功

通过本层系5口老井的复查发现，只有锦2-11-005井具有复产的可能，因此在2001年我们首选锦2-11-005井进行了侧钻复产试验。锦2-11-005井于1989年1月投产杜家台油层，初期日产油58t，日产水18t，获得了较好的工业油流。但该井生产至1994年12月，修井时在1109.31m处遇阻，打铅印证实套变后停产。2001年6月，我们对该井实施了侧钻复产，初期日产油9t，日产水6t，到目前累产油2138t，累产水2912t。从而为锦98块的全面复产提供了有力的地质依据。

（三）重新部署井网，提高储量动用程度

在锦2-11-005井成功复产的基础上，我们针对断块井况情况，提出了重新部署井网，提高储量动用程度的复产方案。在中部油层厚度大于30m的范围内，采用“三角形”井网按200m井距在断块内重新部署新井，共部署了8口开发井，实施后获得了良好效果。

截至2003年5月，8口新井全部投产，初期日产液249t，日产油202t，综合含水18.9﹪，平均单井日产油25t。目前开井6口，另外2口井转注，日产液84t，日产油61t，综合含水27.4﹪，平均单井日产油10t，到目前累产油2.7595×104t。

三、断块复产效果评价

通过精细地质研究工作，实施了加密调整和滚动扩边，锦98块取得了勘探开发双丰收的佳绩。

（一）滚动勘探取得新成果

通过超覆线北推120m，含油面积增加0.37km2，原油储量增加50×104t。

（二）原油产量上升，采油速度显著提高

经过加密扩边，共部署油水井18口。油井总数由停产前的3口上升到14口；井網密度由原井网的10.0口/km2提高到24.1口/km2；井距由350m加密到200m；油层连通系数由47﹪上升到72﹪；截止到目前，断块油井总井14口，开井12口，日产油由停产前的0t上升至目前的145t，完成年产油量为3.0910×104t；采油速度由停产前的0﹪上升到目前的4.07﹪，实现了锦98块的高速高效开发。

（三）实现了二次采油，采收率得以大幅度提高

通过调整，在断块内形成不规则的面积注水井网，注采井数比为1：2。同时针对由于断块泥质含量高，早期注入水水质差容易造成油层堵塞的问题，我们提出了对水井转注前实施防膨处理，采取注入精细水的办法来提高区块的注水利用率。目前已实施转注2口，且注水状况良好，平均日注水100m3，视吸水指数分别为14.0m3/（MPa·d）和27.5m3/（MPa·d）；类比同类油藏锦99块（杜），采收率可由停产前的7.4﹪提高至26.0﹪，可采储量增加24.1×104t。（按新储量130.0×104t计算）

（四）经济效益显著

截止到目前，断块投产新井15口（含锦95-50-50井）。按目前钻井市场价格，一口井钻前、钻井（包括录测井）价格为1450元/米，19口新井（平均完钻井深为1600.0m）全部投产，则共需投入资金4408.0×104元。地面建设按每口井60.0×104元计算，共需资金1140.0×104元。吨油售价按850元/吨，吨油成本按237元/吨计算，收回投资需产油：

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

投资回收期：

油井按平均单井日产10t计算，年生产时间按300天预测，投资回收期为：

90506/（19×10×300）=1.6年。

最终经济效益：

按标定采收率26.0﹪计算，可采地质储量为33.8×104t，剩余可采地质储量为24.1×104t，则最终经济效益为：

24.1×104×（850-237）=1.48×108（亿元）

四、结论及建议

（一）精细地质研究是锦98块全面复产的基础，测井曲线对比法仍是地质研究的有效手段。

（二）建议加快转注进度，完善注采井网，提高断块注水开发效果。

截止到目前，断块已转注2口，转注工作还未完成，下步需要加快水井转注进度，尽快完善注采井网。

（三）建议进一步落实锦83南部断层，有无进一步西扩的潜力。

参考文献：

[1]纪永亮.油气田地下地质学[M].华东：石油大学出版社，2002.