鄂尔多斯盆地侏罗系延安组小油藏剩余油区水平井开发研究

田东恩,李杨勇,郭浩 (延长油田西区采油厂,陕西志丹 717500)

周鹤,周羽涵 (西安可名石油科技有限公司,陕西西安 716000)

鄂尔多斯盆地侏罗系延安组小油藏剩余油区水平井开发研究

田东恩,李杨勇,郭浩 (延长油田西区采油厂,陕西志丹 717500)

周鹤,周羽涵 (西安可名石油科技有限公司,陕西西安 716000)

鄂尔多斯盆地中生代侏罗系延安组油藏具有含油面积小、构造起伏小、分布零散、储层物性好和单井产能较高的特点,历来都是勘探和开发的主要目的层。正226井区是西区油田一个典型延安组小油藏,根据鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏特征,正226井区还存在较大的开发潜力,同时也说明目前的开发井网不能满足区块提高采收率的要求,进行开发调整势在必行。通过对正226井区加强地质研究和动态分析,分析了正226井区延安组的剩余油分布状况,并根据剩余油分布特征在正226井区部署了3口水平井进行开发。3口水平井完井方式均为油层段下筛管完井。投产初期日产液均大于15m3,平均日产油10.4t,含水率与区块老井初期平均含水率一致。根据预测,西平3井、西平4井最终累积产量分别为1×104t和2.1×104t,延92层最终采收率提高3.1%,西平8井最终产油量1.3×104t,延81最终采收率提高5%,开发效果良好。

鄂尔多斯盆地;延安组油藏;剩余油;水平井开发

1 地层概况

鄂尔多斯盆地中生代侏罗系延安组(J2y)砂体,属陆相辫状河沉积,河道在平面上迁移摆动频繁,储层砂体横向叠置变化大[1]。油藏类型为差异压实作用形成的构造-岩性油藏,具有圈闭面积小、构造幅度低和分布零散的特点。油藏一般都表现出砂顶起伏、油层厚度、含油饱和度等与砂体厚度呈正相关,符合差异压实作用形成的油藏特征[2]。

延安组地层表现为正韵律沉积特性[3],下部的延10油层组为含砾粗-中砂岩,沉积颗粒向上逐渐变细;延10油层组顶部发育薄煤层或煤线,厚0.2～0.5m。延9、延8油层组均为中-细砂岩与泥岩互层,延9油层组一般按照旋回特征可划分成3个层,延8油层组划分为2个层。延9、延8油层组物性相差较小,是西区油田侏罗系延安组主要的储集层,由于其构造幅度小,含油面积小,所以发现难度加大。

正226井区主要含油层为延81层和延92层,这2个层叠合含油面积1.80km2。其中延81层砂厚6～20m,平均13m,平均油层厚度4.5m,含油面积0.76km2,储量26.1×104t;延92层砂层厚度5～25m,平均15m,平均油层厚度5m,含油面积1.45km2,储量70.8×104t。

根据钻井岩屑观察(未见延81、延92层取心资料),延81、延92层以细粒、细-中粒及中粒长石砂岩和中粒岩屑质长石砂岩为主,其次为粗-中粒岩屑质长石砂岩及细粒云母质、含云母长石砂岩,碎屑颗粒分选较好。

延81、延92层孔隙度分别为17%和17.5%,平均渗透率分别为6.18m D和10.5m D,为一般的中孔-低渗带边底水的层状砂岩油藏,局部可见纯油层。

这2个层流体性质一致,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,凝固点-6～4℃,平均-1℃,含腊量7.3%～10.8%,平均8.8%。地层水总矿化度14172～22563mg/L,平均19221mg/L,水型为Na HCO3型。

2 开发概况

正226井区累计钻开发井35口,其中延81层解释为油层的井数为15口,投产7口(其余井因油层薄,距边底水近未投),单井最高初期日产油5.5t(5056井),初期平均单井日产油3.5t,平均含水25%。延92层解释为油层的井数为25口,投产13口,初期最高日产油5.6t,平均3.7t,平均含水27%。

正226井区开发方式为利用边底水天然能量开发,油井自2002年投入生产,累积开发年限已超过10年,到2013年仅余2口维持生产(正226、正226-1),其余井因高含水改层生产。2口井合计日产油1.3t,单井平均日产油0.65t,平均含水41%,采油速度仅为0.18%,剩余可采储量1.09%。

根据统计,截止到2012年底,正226井区延81层累积产量5×104t,采出程度19.1%;延92层累积产油14.5×104t,采出程度20.6%。根据鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏特征,利用天然能量开发采收率一般标定采收率达到30%以上计算,正226井区还存在较大的开发潜力,同时也说明目前的开发井网不能满足区块提高采收率的要求,进行开发调整势在必行。

3 剩余油分布特征

2012年以来,通过对正226井区加强地质研究和动态分析,摸清了正226井区延安组的剩余油分布状况(见图1、图2)。

图1 正226井区延92层剩余油分布图

图2 正226井区延81层剩余油分布图

1)延81、延92层目前剩余油富集区在平面上呈局部连片状。延81层剩余油主要集中在构造高部无井控制的空白区,连片状况好。延92层主要受构造、井网、井距和油井是否射孔影响,也形成2个相对比较大的连片区。由于开发井网主要考虑了下部三叠系延长组的长4+5、长6油层组,而上部的延安组油藏原来的开发井对其控制程度差,即开发井网与油藏发育特征匹配差,导致剩余油残留。

2)剩余油主要分布于背斜构造的高部。正226井区延安组的油藏类型为边底水构造-岩性油藏,构造高部位存在纯油层,构造闭合幅度小,油井投产时,为了避免油井过早水淹一般仅射开油层顶部的1 ～2m油层投产,利用边底水能量开发。由于天然水体远远大于含油砂体,主要驱动方向来自于低部位的边底水能量,而高部位的剩余油靠弹性驱和溶解气驱,能量较弱(该区延安组油气比低,油藏压力小,溶解气弹性能量较弱),加之重力作用的影响,易于保留。

根据计算延81、延92层剩余油分布面积,边底水侵入高度约4m和3m,构造高部剩余油层厚度为3.5m和4m,剩余油储量分别为19.9×104t和55.8×104t。

4 水平井部署及开发效果分析

根据剩余油分布特征,在正226井区先后部署了3口水平井进行开发,延81层部署1口,延92层部署2口,3口井水平段在平面上很好的控制了2个层剩余油最富集区。根据完钻油层解释,3口油层钻遇率达到90%以上,均取得了成功,3口水平井设计指标及油层率见表1。

表1 正226井区3口水平井油层钻遇统计表

2012年,西平3井、西平4井完成地质设计并实施钻井投产,且在西平4井钻井过程中发现延81层油气显示活跃,该井解释油层厚度4.6m,油水同层厚度2.3m,完井电测延81层油层段视电阻率高达47.2Ω·m,解释含油饱和度为53.11%,延81层平面投影距周围老生产井仅79m,说明构造高部油层动用差,老井见水方向主要是边水侵入,由此加强了对延81层的地质认识。2014年在延81层搞清构造特征及剩余油分布规律的基础上部署了西平8井。

3口水平井完井方式均为油层段下筛管完井,投产前进行酸浸解堵。从3口井投产后生产情况(见表2)可以看出,3口井投产初期日产液均大于15m3,平均日产油10.4t,含水率与区块老井初期平均含水率一致。目前,西平3井、西平4井产液量稳定,含水率上升至70%,说明边底水天然能量依然充足。根据预测西平3井、西平4井最终累积产量分别为1×104t和2.1×104t,延92层最终采收率提高3.1%,西平8井最终产油量1.3×104t,延81层最终采收率提高5%,开发效果良好。

表2 正226井区3口水平井投产效果统计表

5 结论与建议

鄂尔多斯盆地广泛发育的小、薄、散的延安组油藏(如西区油田),由于储层物性较好,利用边底水天然能量开发10年以后,经过精细的油藏描述和动态分析,根据剩余油分布情况,利用钻水平井进行开发能够取得好的开发效果,提高油藏最终的采收率。钻井成功与否主要取决于以下2点:

1)精准的地质研究与描述、搞清砂体顶面起伏及目前剩余油分布规律的认识,是部署水平井开发的前提,搞清油藏的基本特征和储层特征,才能将水平井钻到油藏的最高部位(这一点对于小油藏非常重要),取得好的开发效果。

2)延安组储层砂体为辫状河沉积,砂体在平面上的变化较快,钻井过程中及时进行地质导向,提高水平段油层的钻遇率,是水平井获得高产的有利保障。

[1]潘钟祥.石油地质学[M].北京:地质出版社,1986.

[2]陈荣书.石油及天然气地质学[M].北京:中国地质大学出版社,1994.

[3]张林森.延长油田中生界石油地质特征与高效勘探[M].北京:石油工业出版社,2011.

[编辑] 洪云飞

TE347

B

1673-1409(2014)32-0077-03

2014-07-04

田东恩(1965-),男,高级工程师,现主要从事油田开发方面的研究工作。