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，一般采用下部延長組開發(fā)井兼采延安組油層，因此井網(wǎng)對油藏的控制程度差，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)造簡單，主要為西傾單斜背景上由差異壓實作用形成的一系列由東向西傾沒的低幅鼻狀隆起 （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、儲量規(guī)模等，選用鄰近的70余口井對J1y29油藏重新進(jìn)行追蹤對比，精細(xì)劃分了地層、單砂體，對該油層進(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個小型的鼻隆，一個高點 （鼻隆脊線）位于2046－4井至2067－4井附近，一個位于2025－10井附近。2046－4井至2067－4井處形成了一個低幅度窄長背斜圈閉，圈閉幅度7m，最高點位于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）

圖2 2067井區(qū)砂頂起伏與砂厚疊合圖 （2m 級）

1．2 儲層特征

2067井區(qū)J1y29儲層巖石特征為淺灰色中 細(xì)砂巖，成分以石英為主，長石次之，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。完井電測解釋結(jié)果統(tǒng)計（無巖心分析資料），J1y29儲層平均孔隙度為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－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)簡況

2007年2067井區(qū)J1y9油藏為延長組開發(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，計算原始地質(zhì)儲量為30．8×104t，可采儲量9．23×104t，單儲系數(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，累計產(chǎn)油3．5×104t，采出程度11．37%，可采儲量采出程度37．9%，區(qū)塊剩余可采儲量為5．73×104t。2015年1月正常生產(chǎn)11口井，合計日產(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%，剩余可采儲量采油速度7．4%，生產(chǎn)開發(fā)形勢變差。

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，現(xiàn)井網(wǎng)對油藏控制程度差。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)井補孔生產(chǎn)的潛力。

3．2 調(diào)整部署

1）沿2067－4井～2046－4井無井控制區(qū)部署水平井1口，設(shè)計水平段長430m （水平井設(shè)計已完成，正鉆井實施）。

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，水平段在300～450m 左右時，日產(chǎn)油可達(dá)6～25t；利用水平井產(chǎn)能預(yù)測公式［8］，設(shè)計水平井穩(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），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)測采收率可達(dá)25．5%，調(diào)整效果顯著。

4 結(jié)論與認(rèn)識

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)實施上，由于施工隊伍眾多，技術(shù)能力和設(shè)備差別較大，產(chǎn)生的資料也存在差別 （井場海拔測量差別大、井軌跡測量不準(zhǔn)等），易造成對油藏認(rèn)識出現(xiàn)誤差，如構(gòu)造性油藏誤認(rèn)為是物性油藏等，對構(gòu)造、微構(gòu)造研究不重視，對油藏特性認(rèn)識不清，開發(fā)實踐中對這類小油藏生產(chǎn)潛力沒有充分挖掘。

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，延長油田永寧、西區(qū)采油廠、長慶采油三廠等），由于其面積小，隱蔽性強，勘探發(fā)現(xiàn)難度大，而利用延長組井網(wǎng)兼采，其井網(wǎng)存在著控制程度差的問題。加強地質(zhì)研究，開展精細(xì)地層對比、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)等可以對延安組底水小油藏進(jìn)行有效開發(fā)，延長油井生產(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．

［2］劉聯(lián)群，劉建平，李勇，等．鄂爾多斯盆地彭陽地區(qū)侏羅系延安組油氣成藏主控因素分析 ［J］．地球科學(xué)與環(huán)境學(xué)報，2010，32（3）：8～14．

［3］孟立娜，李鳳杰，方朝剛，等．鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)侏羅紀(jì)早中期河流沉積及油氣分布 ［J］．西安石油大學(xué)學(xué)報 （自然科學(xué)版），2012，27 （6）：1～7．

［4］郭永康，王輝，唐兆俊，等．侏羅系邊底水油藏開發(fā)技術(shù)探討 ［J］．石油化工應(yīng)用，2010，29 （2）：69～74．

［5］胥中義，馮立勇，羅建強，等．邊底水油藏開發(fā)中后期調(diào)整挖潛技術(shù)研究與應(yīng)用 ［J］．石油化工應(yīng)用，2009，28 （1）：66～68．

［6］馬世煜．邊底水油藏提高開發(fā)效果的主要做法和認(rèn)識 ［J］．石油學(xué)報，1982，3 （3）：54～62．

［7］文華．邊底水油藏開發(fā)效果及調(diào)整對策研究 ［J］．特種油氣藏，2009，16 （2）：50～52．

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