大情字井油田黑89区块有效开发方式研究

陈晶

（中国石油吉林油田公司勘探开发研究院 吉林松原 138000）

前 言

目前大情字井油田未动用储量呈现资源量大、储层薄、物性差、产能低的特点，需要寻找有效的开发方式。本文选择单一储层较发育，横向上分布相对稳定且直井产量较低的黑89区块作为研究对象，探索该区的效益开发方式。

1 黑89区块油藏特征

1.1 储层沉积及砂体展布特征

黑89区块位于大情字井油田向斜构造的东翼，整体构造形态为西倾单斜。该区油层主要分布于青一段7、12号小层、青二段20号小层，潜力层为青一段14号小层、青三段Ⅻ砂组和泉四段Ⅰ砂组。青一段12号小层以河道及河口坝沉积为主，砂体大面积发育且连通性较好，横向上分布相对稳定，油层厚度一般2～5m；青一段7号小层在黑89区块处于沉积前缘，砂体在黑148井区尖灭，油层厚度一般1～4m；青二段20号小层砂体呈条带状分布，油层厚度一般1～3m。

1.2 储层物性特征

该区平均有效孔隙度为11.5%，水平渗透率为1.2mD，属于中低孔、特低渗透储层。

1.3 储层油藏类型

黑89区块青一段12号小层油藏受岩性和物性控制，局部受构造控制，为构造岩性油藏，其他目的层为岩性油藏。

2 开发效果分析

2.1 直井开发效果分析

黑89区块目前完钻投产开发井42口，其中采油井34口，投产层位包括青一段的4、6-8、12-16号小层，青二段的18-20、22号小层，以及泉四段的2-7号小层等。区块整体低产液、低产油，产量递减快，未见明显注采反应，难以达到效益开发。初期平均日产液5.5t，日产油1.3t，含水76.4%；稳产为平均日产液3.0t，日产油0.8t，含水71.7%；目前平均日产液2.0t，日产油0.6t，含水69.0%（如表1），注水井平均日注16.6m3。

表1 黑89区块部分采油井投产情况统计表

2.2 常规水平井开发效果分析

目前大情字井油田青一段完钻水平井9口，以裸眼滑套为主，压裂规模小、产量低、效果差。平均水平段长度为782m，钻遇油层410m，压裂排量5m3/min，加砂量360m3，压裂液4072m3，投产初期平均日产液15.2t，日产油5.7t，含水62.5%；第二年日产液6.7t，日产油3.8t，含水43.3%。

2013年，在该区青一段12号小层完钻水平井黑B井，该井完钻水平段长939m，钻遇砂岩850m，钻遇油层343m，钻遇油层厚度3.2m， 采用裸眼滑套分8段压裂，压裂排量5～5.5m3/min，加砂量290m3，压裂液3419m3，投产初期平均日产液13.4t，日产油5.9t，含水55.9%。第二年日产液4.9t，日产油3.2t，含水34.7%。目前日产液0.5t，日产油0.4t，含水29.6%，累产油3667.7t。

3 大规模压裂水平井开发实验

3.1 参考致密油扶余油层水平井开发成功案例

试采直井乾C井，试采初期平均日产油1.8t，产量低、递减快，39个月累产油仅1041.4t。

试采水平井6口，采用小规模（排量5.0m3/min、液量500～600m3/段）和大规模（排量8～12m3/min、液量1000～15000m3/段）两种体积压裂方式，对比区内试采时间较长的2口不同压裂方式水平井，其中，乾D井采用小规模体积压裂，试采44个月，试采初期（1～5个月）日产油6.9t，目前日产油1.5t，累产油4727t；查E井采用大规模体积压裂，试采22个月，初期（1～5个月）日产油23.4t，第二年日产油8t，累产油8083t。

从动态特征反映来看，直井投产，产量低、递减快、注水见效差、不具备效益开发条件；水平井比直井开发效果好，能大幅度提高产量，其中，水平井小规模体积压裂能达到效益边缘；水平井大规模体积压裂能大幅度提高初产且自喷周期长，自喷期阶段累产高，预测可效益开发。通过以上研究和探索，初步形成了致密油水平井开发理念：水平段长度1000～1500m，大排量（8～12m3/t）、大液量（1000～15000m3/段）压裂，单井控制储量23.4×104t，平均单井日产6.2t，延长自喷生产周期提高效益，自蓄能（或吞吐）补充能量实现稳产。

3.2 水平井对比部署及部署依据

通过对比大情字井高台子油层和乾246区块扶余油层的水平井压裂参数（图1）和产量关系（图2），可以看出水平段较长和压裂规模较大的乾246区块的水平井，产量要明显高于水平段较短和压裂规模较小的大情字井油田。因此，按照致密油乾246区块的思路，开展长水平段体积压裂提产试验，确定了效益开发方式。

图1 大情字井、乾246区块水平井钻遇及压裂参数对比图

图2 大情字井与乾246区块水平井产量对比图

优选储层发育单一（4～6m）、直井产量低的黑89区块，整体部署25口井，部署依据如下：。

（1）黑89区块主力层青一段12号层，渗透性砂体厚度2～3m，单砂体12.1号小层连片发育，黑89、乾138井区厚度大于3.0m，12.2号小层局部发育。

（2）根据老井动用储量与第二年产量线性关系，新井按80%钻遇率预测动用储量10.6万吨，结合压裂工艺技术进步，类比已完钻水平井储量动用和产能情况，设计日产8t，单井控制储量13.24×104t，老井钻遇率低，需保证油层钻遇率。

（3）该区乾F井、乾G井、黑H井、黑I井等多口探评井试油产量较好，2013年完钻的黑B井累产油3667.7t，同时结合近几年水平井钻井、完井、压裂及采油方面的进步，继续开展水平井提产试验。

（4）以南北向为主，垂直主应力方向，水平段长度1400～1500m，井排距600m，A-A点间距700m。

3.3 开发试验井完钻情况及目前开发效果

为了确定产能及效益，2018年在黑89区块青一段12号小层优先实施1口试验井黑J井，

该井完钻水平段长1529m，钻遇砂岩1427m，钻遇油层1239m，采用快钻桥塞23段74簇大规模压裂改造，单段加液量1458 m3，加砂量30 m3，排量4.5～125m3/min。该井于2018年11月29日投产，目前自喷日产液66.2t，日产油11.7t，含水81.7%，累产油237t，累产液3457t，返排率10.4%。对比前期完钻水平井，在地质上有了较大突破，在提产上采用快钻桥塞23段74簇大规模压裂改造，对比直井和前期水平井，产量提高幅度较大，初产效果较好，稳产水平及经济效益情况需跟踪评价。

4 结论

（1）单一油层发育区直井开发效益差，低产液、低产油，产量递减快，未见明显的注采反应，难以达到效益开发。

（2）长水平段大规模压裂有效提高了储层的动用程度及蓄能效果。

（3）由于水平井开发存在储层钻遇率风险，应做好水平井能量补充，提高稳产水平。