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    大情字井油田黑89區(qū)塊有效開發(fā)方式研究

    2019-06-29 07:39:14陳晶
    石油知識 2019年3期
    關(guān)鍵詞:鉆遇小層含水

    陳晶

    (中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000)

    前 言

    目前大情字井油田未動用儲量呈現(xiàn)資源量大、儲層薄、物性差、產(chǎn)能低的特點(diǎn),需要尋找有效的開發(fā)方式。本文選擇單一儲層較發(fā)育,橫向上分布相對穩(wěn)定且直井產(chǎn)量較低的黑89區(qū)塊作為研究對象,探索該區(qū)的效益開發(fā)方式。

    1 黑89區(qū)塊油藏特征

    1.1 儲層沉積及砂體展布特征

    黑89區(qū)塊位于大情字井油田向斜構(gòu)造的東翼,整體構(gòu)造形態(tài)為西傾單斜。該區(qū)油層主要分布于青一段7、12號小層、青二段20號小層,潛力層為青一段14號小層、青三段Ⅻ砂組和泉四段Ⅰ砂組。青一段12號小層以河道及河口壩沉積為主,砂體大面積發(fā)育且連通性較好,橫向上分布相對穩(wěn)定,油層厚度一般2~5m;青一段7號小層在黑89區(qū)塊處于沉積前緣,砂體在黑148井區(qū)尖滅,油層厚度一般1~4m;青二段20號小層砂體呈條帶狀分布,油層厚度一般1~3m。

    1.2 儲層物性特征

    該區(qū)平均有效孔隙度為11.5%,水平滲透率為1.2mD,屬于中低孔、特低滲透儲層。

    1.3 儲層油藏類型

    黑89區(qū)塊青一段12號小層油藏受巖性和物性控制,局部受構(gòu)造控制,為構(gòu)造巖性油藏,其他目的層為巖性油藏。

    2 開發(fā)效果分析

    2.1 直井開發(fā)效果分析

    黑89區(qū)塊目前完鉆投產(chǎn)開發(fā)井42口,其中采油井34口,投產(chǎn)層位包括青一段的4、6-8、12-16號小層,青二段的18-20、22號小層,以及泉四段的2-7號小層等。區(qū)塊整體低產(chǎn)液、低產(chǎn)油,產(chǎn)量遞減快,未見明顯注采反應(yīng),難以達(dá)到效益開發(fā)。初期平均日產(chǎn)液5.5t,日產(chǎn)油1.3t,含水76.4%;穩(wěn)產(chǎn)為平均日產(chǎn)液3.0t,日產(chǎn)油0.8t,含水71.7%;目前平均日產(chǎn)液2.0t,日產(chǎn)油0.6t,含水69.0%(如表1),注水井平均日注16.6m3。

    表1 黑89區(qū)塊部分采油井投產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表

    2.2 常規(guī)水平井開發(fā)效果分析

    目前大情字井油田青一段完鉆水平井9口,以裸眼滑套為主,壓裂規(guī)模小、產(chǎn)量低、效果差。平均水平段長度為782m,鉆遇油層410m,壓裂排量5m3/min,加砂量360m3,壓裂液4072m3,投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)液15.2t,日產(chǎn)油5.7t,含水62.5%;第二年日產(chǎn)液6.7t,日產(chǎn)油3.8t,含水43.3%。

    2013年,在該區(qū)青一段12號小層完鉆水平井黑B井,該井完鉆水平段長939m,鉆遇砂巖850m,鉆遇油層343m,鉆遇油層厚度3.2m, 采用裸眼滑套分8段壓裂,壓裂排量5~5.5m3/min,加砂量290m3,壓裂液3419m3,投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)液13.4t,日產(chǎn)油5.9t,含水55.9%。第二年日產(chǎn)液4.9t,日產(chǎn)油3.2t,含水34.7%。目前日產(chǎn)液0.5t,日產(chǎn)油0.4t,含水29.6%,累產(chǎn)油3667.7t。

    3 大規(guī)模壓裂水平井開發(fā)實(shí)驗(yàn)

    3.1 參考致密油扶余油層水平井開發(fā)成功案例

    試采直井乾C井,試采初期平均日產(chǎn)油1.8t,產(chǎn)量低、遞減快,39個月累產(chǎn)油僅1041.4t。

    試采水平井6口,采用小規(guī)模(排量5.0m3/min、液量500~600m3/段)和大規(guī)模(排量8~12m3/min、液量1000~15000m3/段)兩種體積壓裂方式,對比區(qū)內(nèi)試采時間較長的2口不同壓裂方式水平井,其中,乾D井采用小規(guī)模體積壓裂,試采44個月,試采初期(1~5個月)日產(chǎn)油6.9t,目前日產(chǎn)油1.5t,累產(chǎn)油4727t;查E井采用大規(guī)模體積壓裂,試采22個月,初期(1~5個月)日產(chǎn)油23.4t,第二年日產(chǎn)油8t,累產(chǎn)油8083t。

    從動態(tài)特征反映來看,直井投產(chǎn),產(chǎn)量低、遞減快、注水見效差、不具備效益開發(fā)條件;水平井比直井開發(fā)效果好,能大幅度提高產(chǎn)量,其中,水平井小規(guī)模體積壓裂能達(dá)到效益邊緣;水平井大規(guī)模體積壓裂能大幅度提高初產(chǎn)且自噴周期長,自噴期階段累產(chǎn)高,預(yù)測可效益開發(fā)。通過以上研究和探索,初步形成了致密油水平井開發(fā)理念:水平段長度1000~1500m,大排量(8~12m3/t)、大液量(1000~15000m3/段)壓裂,單井控制儲量23.4×104t,平均單井日產(chǎn)6.2t,延長自噴生產(chǎn)周期提高效益,自蓄能(或吞吐)補(bǔ)充能量實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。

    3.2 水平井對比部署及部署依據(jù)

    通過對比大情字井高臺子油層和乾246區(qū)塊扶余油層的水平井壓裂參數(shù)(圖1)和產(chǎn)量關(guān)系(圖2),可以看出水平段較長和壓裂規(guī)模較大的乾246區(qū)塊的水平井,產(chǎn)量要明顯高于水平段較短和壓裂規(guī)模較小的大情字井油田。因此,按照致密油乾246區(qū)塊的思路,開展長水平段體積壓裂提產(chǎn)試驗(yàn),確定了效益開發(fā)方式。

    圖1 大情字井、乾246區(qū)塊水平井鉆遇及壓裂參數(shù)對比圖

    圖2 大情字井與乾246區(qū)塊水平井產(chǎn)量對比圖

    優(yōu)選儲層發(fā)育單一(4~6m)、直井產(chǎn)量低的黑89區(qū)塊,整體部署25口井,部署依據(jù)如下:。

    (1)黑89區(qū)塊主力層青一段12號層,滲透性砂體厚度2~3m,單砂體12.1號小層連片發(fā)育,黑89、乾138井區(qū)厚度大于3.0m,12.2號小層局部發(fā)育。

    (2)根據(jù)老井動用儲量與第二年產(chǎn)量線性關(guān)系,新井按80%鉆遇率預(yù)測動用儲量10.6萬噸,結(jié)合壓裂工藝技術(shù)進(jìn)步,類比已完鉆水平井儲量動用和產(chǎn)能情況,設(shè)計(jì)日產(chǎn)8t,單井控制儲量13.24×104t,老井鉆遇率低,需保證油層鉆遇率。

    (3)該區(qū)乾F(xiàn)井、乾G井、黑H井、黑I井等多口探評井試油產(chǎn)量較好,2013年完鉆的黑B井累產(chǎn)油3667.7t,同時結(jié)合近幾年水平井鉆井、完井、壓裂及采油方面的進(jìn)步,繼續(xù)開展水平井提產(chǎn)試驗(yàn)。

    (4)以南北向?yàn)橹?,垂直主?yīng)力方向,水平段長度1400~1500m,井排距600m,A-A點(diǎn)間距700m。

    3.3 開發(fā)試驗(yàn)井完鉆情況及目前開發(fā)效果

    為了確定產(chǎn)能及效益,2018年在黑89區(qū)塊青一段12號小層優(yōu)先實(shí)施1口試驗(yàn)井黑J井,

    該井完鉆水平段長1529m,鉆遇砂巖1427m,鉆遇油層1239m,采用快鉆橋塞23段74簇大規(guī)模壓裂改造,單段加液量1458 m3,加砂量30 m3,排量4.5~125m3/min。該井于2018年11月29日投產(chǎn),目前自噴日產(chǎn)液66.2t,日產(chǎn)油11.7t,含水81.7%,累產(chǎn)油237t,累產(chǎn)液3457t,返排率10.4%。對比前期完鉆水平井,在地質(zhì)上有了較大突破,在提產(chǎn)上采用快鉆橋塞23段74簇大規(guī)模壓裂改造,對比直井和前期水平井,產(chǎn)量提高幅度較大,初產(chǎn)效果較好,穩(wěn)產(chǎn)水平及經(jīng)濟(jì)效益情況需跟蹤評價。

    4 結(jié)論

    (1)單一油層發(fā)育區(qū)直井開發(fā)效益差,低產(chǎn)液、低產(chǎn)油,產(chǎn)量遞減快,未見明顯的注采反應(yīng),難以達(dá)到效益開發(fā)。

    (2)長水平段大規(guī)模壓裂有效提高了儲層的動用程度及蓄能效果。

    (3)由于水平井開發(fā)存在儲層鉆遇率風(fēng)險,應(yīng)做好水平井能量補(bǔ)充,提高穩(wěn)產(chǎn)水平。

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