吉林莫里青油田未动用储量开发技术研究

陈强

（中国石油吉林油田开发部 吉林松原 138000）

莫里青油田未动用储量区含油面积为20.54km2，地质储量为1709.3×104t，油藏埋深在2850～3150m，储层物性较差，平均孔隙度11%，渗透率0.6mD，资源品质较差，直井常规压裂试采产能一般小于2.0t/d，不具备效益开发条件。主要分布在伊45-2井区、伊59-5井区（昆仑合作区）及伊60-1井区。

1 未动用资源分类

根据吉林油区未动用储量划分标准，结合莫里青油田实际，分为三类：

Ⅱ类区：探评井试油产量7.2～9.5t/d，开发井平均单井产能1.5～2.0t，含油层位较少，油层埋藏深，储量较为落实，寻求技术的突破即可有效动用；Ⅱ类区主要包括伊45-2～伊22井区，剩余面积2.2km2，储量212.0×104t，与2015年评价结果相比，储量减少365×104t。

Ⅲ类区：开发井平均单井产能1.2～1.6t，为岩性油藏，多层叠加，但试油水平较低，探评井试油产量3～6t/d，无试采资料，储量相对较为落实；Ⅲ类区主要包括伊59-6～伊63～伊24-1井区，剩余面积14.0km2，地质储量1278.3×104t。

Ⅳ类区：试油产量低，无稳定的试采资料，储量落实程度极差，待核实；Ⅳ类区集中在伊51井区，剩余面积3.2km2，地质储量218.6×104t，与2015年相比增加122×104t不落实储量。

2 天然能量开发评价

莫里青地区双阳油层储层渗透率低，油藏边水、底水不活跃，天然能量以弹性驱和溶解气驱为主，根据经验公式计算弹性驱和溶解气驱采收率。

2.1 弹性驱采收率估算

计算弹性

Erb—弹性采收率，小数；

Ct—水和岩石的综合压缩系数，MPa-1；

Co—地层原油的压缩系数，MPa-1；

ΔPb—地饱压差，MPa；

Cw—地层水压缩系数，MPa-1；

Cf—储层岩石压缩系数，MPa-1；

Swi—束缚水饱和度，小数。

经计算，莫里青地区弹性驱采收率为4.6%。

2.2 溶解气驱采收率估算

计算溶解气驱采收率经验公式采用《石油及天然气储量计算方法》一书中介绍的美国溶解气驱采收率计算公式：

ER—溶解气驱采收率，小数；

Ф—地层孔隙度，小数；

Swi—地层束缚水饱和度，小数；

Bob—饱和压力下的原油体积系数；

μob—饱和压力下的地层原油黏度，mPa·s；

K—地层平均绝对渗透率，mD；

Pb—饱和压力，MPa；

Pa—油田开发结束时的地层废弃压力，MPa；

用溶解气驱经验公式计算的采收率为8.2%。

利用经验公式计算的溶解气驱采收率和弹性驱采收率合计为12.8%，计算结果偏高，可以作为上限值参考。

2.3 数值模拟法计算的采出程度

通过数值模拟研究，莫里青油田外围未动用储量区采用枯竭式开发采收率能达到9.0%左右。

总结国内外低渗透油藏采用枯竭式开发采收率一般可以达到8%～12%，本区开发目的层由于埋藏较深，原油溶解气含量较多，体积系数中等偏上水平，地饱压差达到19.5MPa，比较有利于原油开采。因此，预测油田采用枯竭式开发的最终采收率应该可以达到10%。

3 开发方式优选

莫里青油田外围属于低丰度、特低渗透油藏，储层岩性变化快，物性较差，储量丰度分布不均衡。根据莫里青油田剩余区块油藏地质特点，确定采用水平井分层系方式开发剩余未动用储量。

3.1 常规注采井网开发方式评价

本开发方式是指采用直井常规压裂改造投产、正规注采井网方式进行开发，通过对未动用区的油藏认识，结合伊45-2、伊45-1两口控制井试采状况统计，平均日产油仅1.5t左右，采用常规注采井网开发方式无法实现效益开发，本次整体开发规划方案暂不考虑常规注采井网的开发方式。

3.2 直井缝网压裂开发方式评价

为了探索莫里青油田有效开发技术，努力提高单井产能水平，力争尽快实现未动用储量区的开发，2014年至今该区实施了3口直井缝网压裂试验，积累和掌握了缝网压裂井施工经验和生产动态变化规律，从各井的试采效果初步分析，压裂裂缝波及面积大，各井经试采初期均取得了很好的增油效果，但稳产效果差，第二年平均日产油为2～2.5t，整体开发效益差，因此，直井开发技术不能成为该区开发的主导技术。

3.3 水平井开发方式评价

根据莫里青油田完钻7口水平井开发试验取得的认识及经济评价结果分析，以及近年来乾安地区致密油水平井开发成功经验，根据控制井和开发井钻遇油层状况，选择主力油层厚度大、平面上油层相对稳定的局部区域，采取整体部署、试验先行的方式继续攻关水平井开发技术。

4 水平井开发的主要问题

（1）本区纵向上含油井段较长，一般在150～200m，一般发育2～3个油层，油层之间跨度在20m以上，单层厚度4～8m，由于单口水平井仅能满足一个单油层的开发动用，无法满足多层开发需要。

（2）未动用储量区处于水下扇沉积的中扇向外扇过渡区域，岩性及物性变化很快，储层稳定性差，非均质性强，钻井地质导向追踪难度大，油层钻遇率无法保障，直接影响后期投产效果。

5 结 论

（1）开发上遵循“整体规划、分层次实施、先肥后瘦、高效区优先、经济有效”的总体方针。

（2）在开发部署上，根据产能水平、储量资源的不同，合理划分开发层系，优先动用主力油层，非主力油层作为油井后续稳产的备用层。

（3）该区油层埋藏深、储层敏感性强，在钻采工艺上，采取全过程的防污染、保护油层的有效措施，把对油层的污染降到最低，同时保证优良的井身结构和固井质量。

（4）本区岩性复杂、油水层识别难度大，开发井要求进行地质录井，开发过程中加强随钻分析工作，及时进行井位论证与调整，减少低效井。