鄂爾多斯盆地延安組小油藏治理對(duì)策研究——以志丹油田2067井區(qū)為例

閆海濱 （西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安710065）

周鶴 （西安可名石油科技有限公司，陜西 西安716000）

李楊勇，郭浩 （陜西延長(zhǎng)石油 （集團(tuán)）有限公司西區(qū)采油廠，陜西 志丹717500）

周羽涵 （西安可名石油科技有限公司，陜西 西安716000）

劉洋澤 （西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065）

毛凱星 （中國(guó)石油大學(xué) （華東）石油工程學(xué)院，山東 青島266580）

下侏羅統(tǒng)延安組屬河流相沉積，其中早期的富縣組和延安組10油層組為充填式河道沉積，河道規(guī)模大，河道東西長(zhǎng)可達(dá)200km，寬10km［1，2］，沉積范圍廣，沉積厚度大 （主河道區(qū)富縣組與延10油層組砂層合計(jì)厚度可達(dá)400m）；至9油層組 （J1y9）沉積期河道填平，河流類型以曲流河為主，河道變窄（一般寬300～500m），水流變小，顆粒變細(xì)，以細(xì) 粉砂、炭質(zhì)泥巖、薄煤層 （或煤線，0．2～2．0m）互層沉積為主［3］。J1y9油藏規(guī)模小，具有一定的方向性、隱蔽性，發(fā)現(xiàn)難度大。

在志丹油田，一般采用下部延長(zhǎng)組開發(fā)井兼采延安組油層，因此井網(wǎng)對(duì)油藏的控制程度差，開發(fā)效果不理想。根據(jù)志丹油田延安組延9油層組2砂層 （J1y29）2067井區(qū)的開發(fā)實(shí)際，提出沿砂體發(fā)育 （古河道）方向部署水平井、老井進(jìn)行徑向射孔開發(fā)的思路，以挖掘這類油藏的開發(fā)潛力。

1 油藏地質(zhì)概況

1．1 構(gòu)造特征

2067井區(qū)區(qū)域構(gòu)造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶的西部，構(gòu)造簡(jiǎn)單，主要為西傾單斜背景上由差異壓實(shí)作用形成的一系列由東向西傾沒(méi)的低幅鼻狀隆起 （圖1）。為了認(rèn)清2067井區(qū)構(gòu)造特征、砂體分布規(guī)律、油藏規(guī)模、儲(chǔ)量規(guī)模等，選用鄰近的70余口井對(duì)J1y29油藏重新進(jìn)行追蹤對(duì)比，精細(xì)劃分了地層、單砂體，對(duì)該油層進(jìn)行重新解釋，繪制出了層頂微構(gòu)造、砂頂起伏、砂體等厚、油藏剖面等揭示油藏特征的各種圖件［4］。

從2067井區(qū)J1y29頂構(gòu)造起伏圖上看，2067井區(qū)發(fā)育2個(gè)小型的鼻隆，一個(gè)高點(diǎn) （鼻隆脊線）位于2046－4井至2067－4井附近，一個(gè)位于2025－10井附近。2046－4井至2067－4井處形成了一個(gè)低幅度窄長(zhǎng)背斜圈閉，圈閉幅度7m，最高點(diǎn)位于2046－4井附近，形成了較好的局部不規(guī)則背斜圈閉，有利于油氣的聚集 （圖2）。2067井區(qū)J1y29頂層小背斜呈西北 東南走向，該區(qū)目前開發(fā)井控制程度差，剩余油豐富。

圖1 2067井區(qū)J1y29 頂構(gòu)造 （2m 級(jí)）

圖2 2067井區(qū)砂頂起伏與砂厚疊合圖 （2m 級(jí)）

1．2 儲(chǔ)層特征

2067井區(qū)J1y29儲(chǔ)層巖石特征為淺灰色中 細(xì)砂巖，成分以石英為主，長(zhǎng)石次之，含少量暗色礦物及云母碎片，顆粒呈次棱角狀，分選中等。泥質(zhì)膠結(jié)，較疏松，巖屑呈散砂狀。

該區(qū)J1y29儲(chǔ)層砂體粒徑自下而上呈現(xiàn)反韻律特征。砂體厚度6～14m，為一條自北向南窄河道沉積，河道寬約300m 左右，鉆遇砂體最厚處位于2046－4井處，砂體厚度13．4m。完井電測(cè)解釋結(jié)果統(tǒng)計(jì)（無(wú)巖心分析資料），J1y29儲(chǔ)層平均孔隙度為16．2%，滲透率25．7mD，地層物性較好，屬一般的低滲透儲(chǔ)層。

1．3 流體性質(zhì)

原油密度0．841～0．896g／cm3（平均值0．850g／cm3），地面原油黏度 （50℃）5．8～10．9mPa·s（平均值6．8mPa·s），凝固點(diǎn)－6～4℃ （平均值－1℃），含蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)7．3%～10．8% （平均值8．8%）。地層水總礦化度14172～22563mg／L （平均值19221mg／L），水型為NaHCO3型。

2 開發(fā)特征及剩余油分布

2．1 開發(fā)簡(jiǎn)況

2007年2067井區(qū)J1y9油藏為延長(zhǎng)組開發(fā)井鉆井發(fā)現(xiàn)，截止到2014年該區(qū)共有20口井鉆遇J1y29，控制含油面積1．3km2，碾平油層有效厚度3．5m，計(jì)算原始地質(zhì)儲(chǔ)量為30．8×104t，可采儲(chǔ)量9．23×104t，單儲(chǔ)系數(shù)為6．76×104t／ （km2·m）。

2007年油井陸續(xù)投產(chǎn)J1y29，初期單井最高日產(chǎn)油7．1t（2025－4井），10口生產(chǎn)井，初期單井平均日產(chǎn)油3．8t，平均含水率41．5%，投產(chǎn)效果良好，見圖3。截止到2015年1月，開發(fā)年限已達(dá)8a，累計(jì)產(chǎn)油3．5×104t，采出程度11．37%，可采儲(chǔ)量采出程度37．9%，區(qū)塊剩余可采儲(chǔ)量為5．73×104t。2015年1月正常生產(chǎn)11口井，合計(jì)日產(chǎn)油11．66t，單井平均日產(chǎn)油1．06t，平均含水率67．4%，采油速度僅為1．38%，剩余可采儲(chǔ)量采油速度7．4%，生產(chǎn)開發(fā)形勢(shì)變差。

2．2 剩余油分布特征

依據(jù)單井鉆遇油層厚度、單井累計(jì)產(chǎn)油量、生產(chǎn)含水率以及油井所處構(gòu)造位置、油井射孔、井距等綜合分析，勾繪出含油范圍內(nèi)的油藏剩余油富集區(qū)［5，6］。剩余油富集區(qū)主要分布在2025－11 井～2045－2井～2046－2井～2046－4井～2067－4井之間，以及隨鼻隆向西北部延伸的砂體發(fā)育帶 （2025－10井北部）、向2046－4井東南方向砂巖體發(fā)育區(qū) （圖4）。

圖3 2067井區(qū)砂頂起伏與初期產(chǎn)能疊合圖

圖4 2067井區(qū)剩余油富集圖與調(diào)整部署

3 綜合治理方案

3．1 潛力分析

1）2025－10井向西北部方向擴(kuò)邊潛力，即沿鼻隆方向和砂體發(fā)育方向西北部擴(kuò)邊潛力。2067井區(qū)油藏展布受沉積砂體和微構(gòu)造控制，成藏規(guī)模小、方向性強(qiáng)，現(xiàn)井網(wǎng)對(duì)油藏控制程度差。根據(jù)單砂體追蹤［7］，與2025－10井相距876m 處的正505－7井、正505－4井生產(chǎn)的延安組油藏與2025－10井為同一套砂體，判斷沿正505－4井至2025－10井發(fā)育一條分支河道，河道寬300m 左右，河道砂體與微構(gòu)造良好配置可以成為有利的含油區(qū)。

2）向2046－4井東南方向擴(kuò)邊潛力。2046－4井在J1y29鉆遇砂厚13．4m，解釋油水同層12．6m，該井自2008年投產(chǎn)后一直生產(chǎn)穩(wěn)定，2015年1月該井日產(chǎn)液10．46m3，日產(chǎn)油6．3t，含水率49%，產(chǎn)液量、含水率穩(wěn)定。依據(jù)砂體展布規(guī)律和砂頂起伏分析，該井應(yīng)處于分支河道上，處于微構(gòu)造高部和含油有利部位，因此砂體存在向東南方向擴(kuò)展的可能，是含油有利區(qū)。

3）內(nèi)部加密潛力，根據(jù)砂體發(fā)育特征和剩余油分布規(guī)律，在2025－11井～2045－2井～2046－2井～2046－4井～2067－4井之間具有加密潛力和未投產(chǎn)井補(bǔ)孔生產(chǎn)的潛力。

3．2 調(diào)整部署

1）沿2067－4井～2046－4井無(wú)井控制區(qū)部署水平井1口，設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)430m （水平井設(shè)計(jì)已完成，正鉆井實(shí)施）。

2）部署內(nèi)部加密新井2 口，試油井1 口 （2045－2 井），利用老井徑向鉆孔2 口，徑向鉆孔方向見圖4。

3．3 效果分析

依據(jù)志丹油田延安組水平井穩(wěn)產(chǎn)后產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)，水平段在300～450m 左右時(shí)，日產(chǎn)油可達(dá)6～25t；利用水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)公式［8］，設(shè)計(jì)水平井穩(wěn)產(chǎn)期后日產(chǎn)油11．4t。根據(jù)老井生產(chǎn)初期產(chǎn)能預(yù)測(cè)新井穩(wěn)產(chǎn)期日產(chǎn)油3．5t，徑向鉆孔井平均增油量100% （統(tǒng)計(jì)），則調(diào)整后2067井區(qū)日產(chǎn)油可達(dá)30t，采油速度由目前的1．38%上升到9．7%，預(yù)測(cè)采收率可達(dá)25．5%，調(diào)整效果顯著。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）鄂爾多斯盆地 （陜北）地表溝壑縱橫、梁卯交織，起伏較大，在油田開發(fā)實(shí)施上，由于施工隊(duì)伍眾多，技術(shù)能力和設(shè)備差別較大，產(chǎn)生的資料也存在差別 （井場(chǎng)海拔測(cè)量差別大、井軌跡測(cè)量不準(zhǔn)等），易造成對(duì)油藏認(rèn)識(shí)出現(xiàn)誤差，如構(gòu)造性油藏誤認(rèn)為是物性油藏等，對(duì)構(gòu)造、微構(gòu)造研究不重視，對(duì)油藏特性認(rèn)識(shí)不清，開發(fā)實(shí)踐中對(duì)這類小油藏生產(chǎn)潛力沒(méi)有充分挖掘。

2）鄂爾多斯盆地志丹地區(qū)存在著大量的延安組小油藏 （古甘陜古河主河道兩側(cè)附近，延長(zhǎng)油田永寧、西區(qū)采油廠、長(zhǎng)慶采油三廠等），由于其面積小，隱蔽性強(qiáng)，勘探發(fā)現(xiàn)難度大，而利用延長(zhǎng)組井網(wǎng)兼采，其井網(wǎng)存在著控制程度差的問(wèn)題。加強(qiáng)地質(zhì)研究，開展精細(xì)地層對(duì)比、單砂體追蹤、描述，搞清微構(gòu)造特征、砂頂起伏、含油砂體的展布規(guī)律，分析目前開發(fā)井所處的油藏位置，才能找到有利區(qū)，為綜合調(diào)整奠定基礎(chǔ)。

3）利用水平井技術(shù)、老井側(cè)鉆、老井徑向鉆孔技術(shù)等可以對(duì)延安組底水小油藏進(jìn)行有效開發(fā)，延長(zhǎng)油井生產(chǎn)周期。

［1］張林森．中生界石油地質(zhì)特征與高效勘探 ［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2011．

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［8］劉小波．國(guó)外水平井油井產(chǎn)能預(yù)測(cè)研究現(xiàn)狀 ［J］．內(nèi)蒙古石油化工，2010，36 （4）：122～125．