交2塊九佛堂組精細地質研究

宋曉

摘要 ：交2塊九佛堂組經過多年開采，天然能量不足，初期采油速度高，壓降快;注水開發初期見到一定效果，區塊液量基本保持穩定，但是含水迅速上升，部分井因水竄關井，東西向存在水竄現象;水平井體積壓裂先導試驗初見成效。實施井位部署前區塊油井開井率僅為10.5%，受注不進影響，注水井僅開井1口，開井率5.0%，區塊低產低液，瀕臨廢棄。在交2-H1井體積壓裂成功實施的基礎上，重新對區塊地層進行精細地質研究，認為九佛堂組Ⅱ、Ⅲ油組剩余油富集，具有井位部署價值。設計水平井排距200m、井距100m，規劃部署水平井13口，其中Ⅱ油組6口，Ⅲ油組7口。區塊井位部署整體采用兩套層系體積壓裂水平井開發，提高儲量動用程度，同時利用注水補充地層能量，提高區塊采收率。預測交2塊九佛堂組新井單井日產油18噸，累產油16000噸，對于動用區塊該油層具有積極意義。

關鍵詞：井位部署? ? 九佛堂組? ? 儲量? ? 天然能量? ? 注水? ? 體積壓裂

中圖分類號：P618.13

一、地質概況

科爾沁油田交2塊位于開魯盆地交力格洼陷南沿的交南斷鼻上，開魯盆地陸家堡坳陷陸東凹陷交力格洼陷東南部，東部為廣發背斜構造帶，南部為交南斷階帶，白堊系下統九佛堂組上段為本區主要含油目的層。油層埋深1600～1850m ，油藏類型為巖性構造油藏。2001年儲量復算，上報含油面積7.1km2，儲量455×104t。該區原油為稀油，但粘度較大。

20℃時原油密度平均0.8979g/cm3，50℃時原油粘度平均157.3mPa.s，平均含蠟10.5%，膠質+瀝青質25%，凝固點13.4℃。據該區實際地層水分析資料表明：地層水氯根含量647.1mg/L，重根2801.9mg/L，總礦化度5787.8mg/L，為NaHCO3型水。

二、區塊開發歷程

1.天然能量開發階段（1993-1996）：

1993年交2塊以200m井距、正方形井網投入開發，該階段共投產新井141口，大部分井采用壓裂投產，區塊產量快速上升，日產油最高達309噸。但在后期由于能量不足導致產量快速下降。

2.注水開發階段（1996-2000）：

1996年4月采用反九點面積注采井網全面注水開發。初期含水快速上升，存在水竄情況，同時受儲層物性差及中強水敏影響，1998年后注水井注不進，2000年后注水井基本停注。階段末綜合含水62.2%，采油速度0.4%，采出程度5.1%。

3.局部復注階段（2000-目前）：

2000年3月-2003年3月該區承包給大港油田圣康石油石油技術公司時未進行動態監測，2003年科爾沁開發公司收回管理權后加強現場管理，油井采取檢泵、壓裂等方式復產，水井復注或轉油井，但復注時間一般為2個月左右。該階段注水井基本停注，油井以撈油及間開為主，采油速度低于0.3%，2000-2018年的采出程度僅為3.88%。

三、開發效果評價

1.區塊低產低液，瀕臨廢棄

區塊油井由于低產低液開井率僅為10.5%;受注不進影響，注水井僅開井1口，開井率5.0%。

2.天然能量不足，地層壓力和產量遞減快

區塊初期采用天然能量開發，初期采油速度高，天然能量不足，壓降快，注水前單位壓降累產油僅為2.2×104t/MPa。注水后壓力有所回升，但注水時間短。后期低速開發，壓降速度減緩。油井大段合采，產油快速遞減，平均年遞減率33.7%，后期低速生產。目前地層壓力系數0.55左右，累積注采比小的區域地層壓力系數低。

3.注水初期見到一定效果，受強水敏影響多數井注不進

1996年4月采用反九點面積注采井網全面注水開發，共轉注水井43口。注水初期見到一定效果，區塊液量基本保持穩定，但是含水迅速上升，部分井因水竄關井。注水后，油井在2-3個月左右見效，表現為液、油、含水同增，東西向存在水竄現象。

4.油井自然產量低，常規壓裂可有效提高油井產量

區塊常規投產直井29口，平均初期日產油4.0t，壓裂投產115口，平均初期日產油9.5t，大于10t的井46口。累產超過1萬噸的井9口，平均單井累產3757t。

5.水平井體積壓裂先導試驗初見成效

針對以上情況，2017年在區塊南部部署交2-H1井，進行體積壓裂先導試驗，取得初步成效。該井大斜度段和水平段均鉆遇油層，水平段長609m，油層+差油層鉆遇率54.5%。A點井深1878m（垂深1725.82m），端點2487m（垂深1730.95m）。壓裂段長70-90m，簇間距14-20m。壓裂縱向動用跨度小于90m，Ⅱ油組未得到有效壓裂改造，建議Ⅱ油組開展水平井先導試驗。該井2018年水平井投產壓裂見到效果：2018.3.28下泵生產，初期日產液21.5m3，日產油9.6t，含水55.1%，動液面-560m。目前日產液17.3m3，日產油12.5t，含水27.7%，動液面-687m。階段累產油2387.6t，累產水1152.7m3，返排率28.4%。

四、井位部署意見

1.整體采用兩套層系體積壓裂水平井開發，提高儲量動用程度

縱向上Ⅱ油組跨度80-120m、Ⅲ油組跨度80-100m。Ⅱ、Ⅲ油組的隔層單井最厚8.5m（交68-54），平均厚度3.5m。受巖性變化影響縱向壓裂縫展布不均， 交2-H1井Ⅱ油組未得到有效壓裂改造，壓裂縱向動用跨度小于90m。因此分Ⅱ、Ⅲ油組兩套層系開發。

2.在直井井間優化部署水平井，形成直平組合的開發井網

水平方向為南北向，盡量垂直最大主應力方向，綜合油層展布及投入產出比，優化水平段長700-900m，為提高儲量動用程度，水平井部署在各油層組中部。

3.探索采用直井底部注水及增能壓裂的補能方式，提高采收率

該區繼續注水開發補充能量。待水平井產量遞減到較低水平后，探索低滲、特低滲重復體積增能壓裂模式，預計提高采收率5.7%。。

4.依據地質及開發特征分類部署，分批實施。

在區塊有效厚度厚度大于5m范圍內部署，分兩套層系，設計水平井排距200m、井距100m，規劃部署水平井13口，其中Ⅱ油組6口，Ⅲ油組7口。為規避風險，優先實施4口，Ⅱ油組1口，Ⅲ油組3口。

五、開發指標預測

1.單井初期產量確定

交2-H1井水平段長609m，鉆塞后生產4個月日產油穩定在12t，根據交2-H1井生產情況及新部署水平井油層發育情況，預計水平段長度為900m時水平井初期日產油可穩定在18t左右。

2.單井遞減率確定

交2-H1井正常生產前半年一直穩產在12t，同類型油藏水平井一般初期穩產一年，后期年遞減率30%左右。因此預計交2塊水平井初期可穩產一年，快速遞減階段遞減率為30%，10年累產油為16000t，4口水平井年建產能2.16×104t。

六、經濟效益分析

交2塊九佛堂組預計投資7800萬元，財務凈現值4368萬元，投資回收期2.78年，內部收益率38.81%，投入產出比1：1.56。

七、結語

（1）交2塊九佛堂組剩余油富集，未水淹，具有井位部署價值。

（2）交2塊九佛堂組采用注水開發，能大幅提升采收率。

（3）交2塊水平井體積壓裂先導試驗初見成效，可在新井進行推廣實施。

（4）交2塊九佛堂組井位部署對于增加區塊產量，改善開發效果具有重要意義。

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（中油遼河油田分公司? 遼寧? 盤錦? 124114）