莫里青断陷伊59区块开发效果评价

韩守福

（中国石油吉林油田新民采油厂 吉林松原 138000）

1 开发历程及现状

伊通盆地位于吉林省东部，包括莫里青断陷、鹿乡断陷、岔路河断陷，可探明石油资源量5.43×108t，已探明石油地质储量8296×104t，存在着巨大的勘探潜力。莫里青断陷上的伊59区块已探明石油地质储量4599.9×104t。为了进一步验证莫里青断陷西北缘断褶带的含油气性，于2008年部署了伊59井。目前，该区块总油井数296口，注水井81口，油井开井数238口，注水井开井66口，核实年产油15.2×104t。

2 开发效果评价

2.1 油藏特点及分区情况

在伊59区块各井区的油藏特点的基础上，结合断裂系统展布特征及储层条件认识，为后期研究方便，将伊59区块分为A、B、C、D四个区、6个单元。

A区为伊59井区，该区扇体发育，纵向上分A1、A2两套井网进行开发，A2单元2009年开始开发，主力层为双二段Ⅱ砂组；2015年在该区开展双二段Ⅰ砂组的二套层系开发，为A1单元。该区Ⅰ砂组、Ⅱ砂组均属于断层构造油藏；其中，A1单元为190m的正方形井网，A2为212m的正方形井网。

B区为伊45-3-3井区，该区主力油层为双二段Ⅰ、Ⅱ砂组，2009年开始投入开发，砂体单层薄，油层纵向跨距大，油藏类型为构造岩性油藏；该区为不规则井网方式，井距180m。

C区为伊60井区，该区主力油层为双二段Ⅰ砂组，油水界面约-1930m，2009年投入开发，2015年在该区进行加密部署，油藏类型为构造油藏；该区的北部为130×100m的三角形井网，加密区为130～150m井距的正方形井网。

D区为伊+45-2-7井区，该区在纵向上分两套井网进行开发，D1单元主力层为Ⅰ、Ⅱ砂组，2015年开展二套井网部署开发，Ⅲ、Ⅳ砂组为D2单元，2009年开始投入开发，油藏类型为岩性层状构造油藏。其中，D1单元为190m的正方形井网，D2单元为212m的正方形井网。

2.2 井网完善程度评价

2018年11月，该区注水油井数296口，注水井81口，油水井数比由2016年的5.1降至目前的3.7，有采无注油井由45口降至22口，其中单向受效井101口，双向受效井103口，三向受效井30口，双向以上受效井占比达到52.0%，平面上形成较为完善的正方形反九点井网，局部井网需要进一步完善，例如，伊60北、伊59区块北部、伊47-1井区油水井数比达到了4.3、6.3、4.3。纵向上，受储层连通及分注工艺的影响，分注率36%，油井中有28%的层数、23%的射开有效厚度未受注水井控制，注采调整潜力大。

其中，A1区遵循原井网，A2区后期合动油6口、水井2口，调整比例28%，达不到分井网开发。产量劈分后，A1区日注采比1.2，累计注采比0.5，A2区日注采比0.7，累计注采比0.28。D1区遵循原井网，D2区后期合动油井10口，调整比例50%，没有分井网开发。产量劈分后，D1区日注采比0.8，累计注采比0.39；D2区日注采比0.8，累计注采比0.21。

2.3 水驱控制程度及水驱储量动用程度评价

根据49个井组统计，水驱控制程度为66.9%，处于中等偏低水平，其中，断阶外A、B区大于75%，断阶内的C、D区小于65%；参考22口井吸水剖面计算水驱储量动用程度为60.7%，受储层连通性、分注因素影响，A区相对较好。

2.4 能量保持及利用状况评价

该区原始地层压力为24.7MPa，目前地层压力为14.0MPa，低于饱和压力，为原始地层压力的56.8%。日注采比1.1，累计注采比0.5，注水难度增大，液量上升，地层压力略上升，能量亏空严重，从开采曲线看，脱气生产；A2单元注水难度增大，产量递减快、地层压力持平；C单元注入量中等，产液量、地层压力略有上升。油井开井数223口，总液量750t/d，总油量442t/d。单井产液升高3.37t，单井产油降低2.0t，含水升高41.1%。

分区看，A、B区总产量占主体，C、D区单井液量、油量上升，A区持平，B区下降；水井开井66口，日总注入量1021方，平均单井日注量15方，平均注入压力13.9MPa。分区看，A、B区注入压力增高，注入量降低；C、D1区注入压力虽然升高，但注入量持平；D2注入量升高，但注入压力降低。日注采比1.1，累计注采比0.51。分区看：A、D1区注采比较低，B、C、D2区注采关系较合理。

2.5 油层动用状况评价

根据目前完钻井情况统计，伊59区块平均单井20层钻遇有效厚度35m，动用5层13m，未动用15层22m；动用层数比例25.9%，厚度比例38.4%，油层动用率较低，各块看二套相对动用高，其中，伊59断阶外动用程度51.4%，断阶内伊45井区动用程度为62.8%。目前优选51口井的潜力层位，通过厂院结合，今年暂定实施6口，下一步视井场条件进行调整。

2.6 含水上升率

全区含水率上升，C、D区上升幅度大。存水率较低43.9%，主要受累注水量小的影响，D区尤为明显；含水33.5%，含水率上升1.6，小于理论值3.8。

2.7 递减规律评价

从部频法、产能法看递减，自然递减13.6%，年综合递减率8.8%。从产量曲线递减拟合回归看，对2008～2012年完钻的134口枯竭式开发井统计：第一年综合递减率为34.9%～36.0%，第二年9.1%～10.8%，第三年8.7%～11.9%；对注水相对受效的A2单元73口井，受效后年综合递减率统计为7.54%～7.86%；对区块整体266口井，统计近一年的年综合递减率为8.8%。

2.8 采收率评价及可采储量评价

依据童氏图版、丙型曲线、递减法综合分析，2017年综合递减率8.8%，可采储量为295×104t，采收率16.0%，与2016年基本相当。

3 水驱规律分析

目前伊59区块注水井数67口井，从单井累注量看，小于1.0×104m3的井数为42口，1.0～2.0×104m319口井，大于2.0×104m3井数为6口，平均单井累计注水量为0.94×104m3；从井组累计注采比看，小于0.3的井数为43口、0.3～0.5井数23口，0.5～1.0井数12口，大于1.0的井数5口，井组平均累计注采比为0.33；从注水井注水压力来看，小于10MPa井数28口，10～20MPa井数23口，20～23MPa井数12口，大于23MPa，注水较为困难的4口井，区块平均注水压力13.0MPa。从分注井数看，全区仅16口井实现2～3段分注。区块整体表现为单井注水注水量少，注采比低，注水系统能够满足注水需求，分注率低，可评价井组少，18个。

区内18个可评价井组72口油井中，10个井组14口油井见效，整体上见到一定注水效果；分区看，断阶外受效情况好于断阶内，地层压力稳中有升，地层能量有所恢复，受效油井液量、油量上升，适应性好于断阶内。两个主要井区中，伊59井区7个可评价井组中，5个井组中9口油井有动态反应，其中7口受效明显；伊60井区4个可评价井组中，3个井组中4口油井有动态反应，其中3口受效明显。动态特征为油井压力上升，产液、产油上升，含水平稳，见效周期最短6个月，见效距离200～250m，见效方位以近东西向为主。

从分区上看：A区南、C区注水现状较好；A区北、B、D1区注入量低、注入压力高。D2分注率低，单井日注水量10～20m3，其中有16口井注入量小于10方，A区北、D1区单井日注入量低，单井累注量大于1万方的井有43口，B、D1区单井累注量低，注入压力在15～23MPa，小于10MPa的井有19口，A区北、B、D1区注采压力高，分注率平均36%，D2区分注率仅为27%。

目前明显受效井49口，其中A、B区受效井19口，见效早（6个月），受物性差、构造陡、改造缝方向等因素影响，呈单方向线性受效，水驱效率低；C、D区受效井30口，见效晚（12个月），物性好、构造平缓，一般呈多方向式受效， 水驱效率高。

4 结论与建议

（1）油藏复杂、能量亏空严重、注采矛盾突出、注水方案优化及分注潜力大，未动用油层多。

（2）加快新井投注，完善井网，配套转注，优化注水层段，地质工程结合，提高分注率。

（3）优化潜力层动用，分析分层系开发可行性。

（4）对储层连通性进行精细刻画，重新对致密储层进行二次解释。