二连油田滚动勘探目标优选与评价.docx
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二连油田滚动勘探目标优选与评价
2001年二连油田滚动勘探目标优选与评价
中国石油华北油田二连分公司
地质研究所
二00一年十二月
目录
1滚动目标优选与评价
1.1扩边扩棱,积极增加可采储量
1.2阿北安山岩油藏裂缝分布与发育规律
1.3未动用储量区块开发可行性研究
2滚动实施效果与经验教训
2.1滚动实施效果
2.2经验与教训
32002年滚动勘探开发方向
3.1继续未动用储量评价筛选
3.2继续扩边扩棱,增加可采储量
3.3哈南油田滚动目标优选
4下步工作意见
4.12002年老区产能建设
4.2下步工作意见
本项目针对二连油田油藏规模小、沉积类型多、储层横向变化大、构造破碎等复杂的地质条件,在老油田周边地区及未动用储量区块,运用传统的石油地质研究方法,结合目前多种先进的地球物理手段,尤其是储层横向预测技术等,进行滚动目标优选评价,为完成二连油田2001年产能建设及滚动增储任务服务。
1滚动目标优选与评价
1.1扩边扩棱,积极增加可采储量
1.1.1吉格森油田滚动扩边效果良好
2001年年初,通过构造精细落实以及深入的储层预测研究,并结合油层分布及生产动态情况分析,在吉格森油田淖22、淖6断块以扩边为目的展开研究,共部署扩边井9口。
实施过程中根据钻井动态进行局部调整外,基本按部署运行。
于淖22断块西部(TⅡ0)、淖22断块西北部(TⅢ)、淖22断块主体部位(TⅡ)、淖6断块西端(TⅡ)四个相对独立的目标上完钻滚动扩边井9口,总体效果较好。
(1)淖6断块TⅡ油组西部滚动实现增储上产一体化
通过淖6和淖1203断块构造的精细解释,发现原认为的两个断块的分界断层不存在,淖6断块含油面积向西扩大;沉积相分析认为该区存在一来自淖1202井方向的局部物源,淖6-14井向西油层可能变厚。
因此沿断棱向西部署两口以TⅡ油组为目的层的滚动扩边井淖6-9、6-12井(图1)。
淖6-12井于1151.6~1242m井段钻遇Ⅰ类油层5层11.6m,Ⅱ类差油层4层5.6m。
试油射开1151.6~1190.2m井段油层、水淹层5层14.6m,DST72/1198折日产油30.74t。
5月23日投产,初期日产纯油7.2t,目前(2001年10月)日产油5.5t,水0.3m3;累计产油1219t,产水199m3。
该井成功后,沿断棱向西继续滚动钻探淖6-9井。
实施结果主力油层被断,分析认为地震剖面上非常清晰可靠的吉格森断层向东偏移,断失油层,于是决定向东南80m实施侧钻。
侧钻结果于1173.4~1245.2m井段钻遇有效厚度Ⅰ类2层4.0m、Ⅱ类4层7.0m。
试油射开1173.4~1245.2m井段油层、差油层及致密层6层12.8m,班抽16/900/750,折日产纯油13.98t,累产油13.03t。
8月投产,当月日产纯油5.6t,目前日产油6.3t,无水;累产油451t,无水。
原计划实施的淖6-11井存在与淖6-9井同样的风险,因此未实施钻探,可在进一步构造落实的基础上作为明年的目标。
淖6-9(X)井的钻探发现,该区实际构造与地震剖面显示的构造认识出入较大,特别是淖6-9井地震剖面上断点清晰可靠,实钻结果断层向南东方向偏移近100m,使得主力油层断失,在今后的资料处理与解释中应引起足够重视。
(2)淖22断块TII油组内部扩棱效果较好
淖22断块构造的显著特点是地层产状陡,油藏属边水能量较充足的层状砂岩油藏,储层物性好,再加上TⅡ油组油层井段长,在内部调整越来越困难的情况下,今年着重从滚动扩边加以考虑,一是精细落实断层产状及断点位置,在构造高部位近断棱处钻探对应断棱井中断失油层的井;二是根据在构造的低部位为油水层、水层,在高部位油水界面之上为油层的垂向重力分异原理,沿断棱钻探邻井未钻遇的类似新油层的井,实现分层注水,分层采油,最大限度地提高断棱处储量的动用程度。
淖22-21井:
位于吉格森断层和吉格森南断层夹持的断阶内相对高部位处,设计层位是TⅡ油组的上部,相当于淖22-74井的生产层位,但距淖22-74井170m,由于地层产状较陡,两井高差近90m(图2)。
西部被过淖22-62井断层(断距大约80m)封挡,北部邻井淖22-63井对应层位缺失。
利用井资料卡准断点的同时,利用地震资料,进行层位重新标定,卡准断层的层面后,分析该区认为是剩余油富集区之一。
与淖22-21井处同一高部位的邻井淖22-2对应层位物性很好,物源方向又在两井的连线上,因此,认为设计井淖22-21井物性也较好;同时,该设计井目的层段有注水井淖22-64井补充能量。
综合研究认为该井投产后将是一口产量相对较高的井。
该井实施达钻探目的,钻遇I类油层24.8m/9层,II类差油层9.8m/8层,II类油水层1.2m/1层。
射孔井段1274.4~1329.8m,22.6m/10层,试油3mm油嘴放喷,日产油22.64t,水0.88m3,含水3.81%。
9月2日投产,初期3mm油嘴放喷生产,油压3MPa,日产纯油19t;目前日产油6.2t,日产水1m3;累计产油563t,累产水90m3。
沿吉格森南断层断棱计划扩棱2口井——淖22-11和淖22-12井。
其主要设计依据:
一是TII油组属层状砂岩油藏,地层产状陡,低部位油井的油水过渡带和部分水层在高部位为油层;二是断层封闭性好;三是边水能量从充足;四是邻近井生产情况良好,淖22-9井只生产底部10.8m/4层油层,已累计生产原油12614t。
淖22-12井实钻钻遇I类油层16.6m/6层,II类差油层5.4m/5层,II类油水层7.2m/1层;射孔井段1335.4~1388.8m,19.4m/6层;10月4日直接下泵投产,初期日产油10t,含水50%;目前日产纯油6.9t;累计产油193t,累产水0m3。
淖22-11井为明年就位井。
(3)淖22断块TⅢ油组西部扩边效果较好
2000年该区实施的两口滚动扩边井淖22-85、22-87井,由于弹性开采,产量递减较快。
2001年对淖22-87井区的构造进行了精细落实,认为仍存在扩边的可能,同时考虑完善注采井网,部署钻井3口井,视其实施效果对淖22-87井区进行注采井别的调整和完善。
最终于该区完成钻井4口(图3)。
首先投入钻探的淖22-86井目的层断缺,分析认为吉格森断层向南偏移60m,使得该断块含油面积变小,于是实施侧钻,完井后于1519.0~1573.8m井段钻遇I类油层4层15.2m、II类差油层3层5.6m。
7月1日投产,生产井段1519~1573.8m,电测解释油层、差油层、致密层7层19.6m,投产初期日产油9.2t,无水;目前日产油6.1t,水2.2m3;累计产油1098t,产水450m3。
淖22-55井原设计目的层为TII油组,该井实钻TII主力油层被断失,于是进行侧钻,向北东侧钻至TⅢ油组的淖22-85井西部200m处。
侧钻后于1420.0~1633.4m井段钻遇I类油层8层29.8m、II类差油层6层14.6m。
完井后射开1553.8~1599.0m电测解释油层及差油层7层29.4m,未试油,8月投产,当月日产油7.2t,无水;目前日产油5.6t,日产水3.0m3;累计产油529t,产水92m3。
之后于淖22-55井西部钻探淖22-83井,该井于1421.0~1597.4m井段钻遇I类油层11层35.8m,II类差油层2层3.0m。
射开1507.4~1570.6m井段电测解释油层、差油层9层37.8m,抽72/750/600,日产油17.7t,水1.22m3;累计产油59.24t,水0m3。
2001年8月投产,当月日产油18.5t,无水;目前日产油7.0t,水3m3;累计产油588t,累计产水210m3。
虽然新井22-55(X)和22-83井油层厚,产量高,但据淖22-85和22-87井以往的生产情况来看,由于弹性开采,产量递减较快。
因此在淖22-55(X)和22-83井低部位钻探注水井淖22-84井,实施后直接下注水管柱完井。
(4)淖22断块西部TII0油组滚动效果较差
TII0油组2000年曾部署过4口双靶心定向井,由于风险较大而未实施。
2001年重新分析研究认为,TII0油组油层沿淖222井到淖22-17井一线比较发育,淖222井I类有效厚度11.4m/3层,淖22-17井I类有效厚度9.6m/6层。
淖222井94年7月投产,初期日产油16.4t,目前日产油1.9t,已累计产油6795t。
淖22-82井为2000年新钻井,TII0油组试油,抽汲求产日产油13.8t,说明TII0油组具有一定的自然产能。
因此在淖222井两侧构造高部位部署两口生产井:
淖22-75和淖22-76。
淖22-76井实钻于1163.2~1434.8m井段钻遇I类油层1层1.6m,II类差油层及油水层4层5.6m。
试油射开1279.4~1332m井段油层、差油层及致密层5层8.2m,抽24/1150/1230,日产油3.52t,水0.32m3。
该井因达不到投产条件,目前捞油生产(图4)。
实钻结果表明,该区TII0油组储层横向变化较大,自淖222井沿断层向东岩性变细,砂层变薄,物性变差,因此淖22-75井未实施。
1.1.2扎布油田赛61断块继续滚动
扎布油田赛61断块勘探上交探明含油面积0.6km2,储量107×104t。
钻探赛61-1井评价该断块后,核实含油面积0.4km2,储量33×104t。
赛61断块为两条次级断层夹持的“墙角”式断块油藏(图5),年前共完钻井3口,其中2000年完成的赛61-2井获得了很好的效果,2000年5月投产到目前已累计生产原油3676t,现日产油10.8t,含水49%。
2001年年初,通过构造分析及油层分布研究,认为赛61-2井北断层向北有所偏移,含油面积扩大,且油层分布稳定,部署实施扩边井赛61-3井,该井于1006.8~1097.5m井段钻遇I类油层7层8.4m、II类差油层5层5.4m。
射开1035.8~1082.8m井段油层、差油层及致密层7层9.8m,未试油,2001年5月投产,初期日产油7.7t,日产水13.9m3;目前日产油6.0t,水13.6m3;累计产油781t,产水1927m3。
赛61断块,属边底水较活跃的油藏,衰歇方式生产产量较高,现正继续做该断块的研究工作,力争再提出滚动井位。
1.1.3蒙古林油田扩边扩棱效果较好
部署完钻井位9口,即砂岩井5口,砾岩井4口。
投注水井1口,投产油井7口,1口未下套管。
截止10月31日,日产油63.9t,累计产油6297.2t。
(1)精细落实西区边界断层展布,寻找剩余油富集区
1999年钻探蒙15-11井成功后,重新落实了西区构造,发现该区构造较以前有了较大的变化,西区东界断层较原认识东移了100m左右,为滚动扩边提供了良好的战场。
分析蒙15-11井的钻井资料,不仅砾岩油层发育,同时砂岩也因其构造位置较高而发育良好的油层。
该区属于构造高部位,由于没有砂岩采油井,故该处应存在剩余油富集区;周围砂岩井生产情况较好,产量较高。
综合上述因素,在此处部署井两口砂岩井蒙16-112、蒙17-113井(图6)。
均已投产,目前日产油5.1~7.8t。
(2)理顺构造中部构造关系,寻找受断层遮挡的局部高点
通过精细落实油藏中区断层的准确位置及区域地层产状,尤其是加密等值线至5m,寻找受断层遮挡的局部高点,见到良好的效果。
通过上述工作,认为砾岩油藏在蒙11-19、8-8井的断层上升盘,存在局部构造高部位,在该区部署蒙11-110、7-108井(图7)。
蒙7-108井:
蒙8-108井区低部位的蒙6-7井和蒙7-8井砾岩层分别累产油7660t和11298t,高部位没有采油井,尚有剩余油,故在蒙8-108井南280m处构造高部位,部署砾岩完善井7-108。
该井钻遇I类油层18.0m/4层,II类油层4.8m/2层,II类油水层9.2m/1层。
投产初期日产油8t,水4m3,含水38.2%,目前日产油7.3t,水6.4m3;累产油990t,水465m3。
蒙11-110井:
通过重新落实9-8井附近的断层位置,认为在该断层上升盘构造位置有利。
但由于该断层砂岩不封闭(11-9注示踪剂证实),从而把目光转向砾岩。
借鉴去年在断棱上打砾岩的成功经验,结合动态资料,落实油水关系,部署11-110井,获得成功,目前日产油10.7t,水5.9m3。
(3)落实油水关系,寻找有利区域
蒙22-16井区由于以往没有三维地震资料,构造不十分清楚,加之蒙22-16井投产初期即暴性水淹,原因解释不清,所以一直没有动用。
该区重做三维之后,准确地落实了构造,发现该处为一断阶,构造处于相对有利位置;蒙22-16井位于断阶低部位,初期见水的原因是砂岩与上升盘的砾岩对接而导致见水。
由于周围井生产情况均较好,有效厚度较大,部署钻探蒙23-17井与21-16井。
完钻后蒙21-16井投注,蒙23-17井采油,目前日产油5.3t,水17.7m3;累计产油1469t,水m3。
(4)准确落实边界断层位置,寻找扩边潜力
精确落实蒙古林东部大断层的准确部位置,发现东南部砾岩区蒙4-15区距断层较远,该区构造有利,油水关系落实,有效厚度大,有扩边的潜力。
故部署蒙4-16井。
目前日产油1.7t。
通过落实9-20附近的大断层位置,认为蒙9-20井的砾岩层被大断层断缺,故在蒙9-20井西约80m处,部署完善井9-21井,预测海拔高度为175m,实际高度为168m,比预测低,砾岩无显示,未下套管。
(5)通过微构造研究,落实构造平台
通过对西区构造的重新落实,以及完成的以展示内部微构造为主要目的的等高线间距为5m的构造图(图8),在18-9井以西发现一宽缓平台,构造位置虽不是很高,海拔高度在165m-168m之间,但面积较大,且无井控制该区域,分析认为该区尚处于原始状态,存在大量的剩余油。
周围井生产情况较好,这一区域钻井前景较为有利,故部署钻探蒙18-8井。
该井实施钻遇I类有效厚度2.4m/1层,II类有效厚度6.8m/2层,试油抽汲108次/700/400,日产油4.13t,无水。
9月27日投产,初期日产油39.0t,水4m3;目前日产油26.1t,水16.6m3;累产原油943t,水515m3。
(6)蒙古林油田滚动成功经验
①蒙18-8井钻探的成功,为蒙古林油田开发中后期,寻找剩余油分布区提供了宝贵的经验。
早在1997年蒙古林西北部补做三维之后,对构造进行了精细的解释,即已发现在西北部蒙17-9井以西存在一宽缓平台区,构造高度位于160~170m之间。
但由于油田已进入开发中后期,含水已很高,且西北部边水较活跃,当时认为风险较大而未展开实钻。
至2001年,发现蒙17-9井的含水并不高,由此重新认识该地区的剩余油分布情况。
由于该区地层平缓,且范围较大,以目前的开采方式,注入水及边水很难波及到。
鉴于此,认为在这一构造范围内,存在剩余油。
故距蒙18-9井以西300m,部署了蒙18-8井。
实钻砂岩油层顶面海拔高程165m,3小层基本在150m(原始油水界面)以下,但试油投产情况良好。
由此可知,在构造低部位井距波及不到的地方,仍然处于原始的状态而存在大量的剩余油。
②蒙11-110井钻探的成功,揭示出砾岩区由于实施底部注水,在注水井周围存在大量的剩余油。
通过精细构造解释,在蒙11-9井(注水井)的上升盘存在一构造高点。
为落实该断层的封闭性,于2000年5月注示踪剂,在上升盘的多个井点见到了显示,证明该断层不具备封挡性,而取消钻探一口砂岩井的建议。
2001年,经过重新论证,认为砾岩不受该因素影响。
从构造因素考虑,在上升盘的砾岩也较高,预测高度在海拔175m左右,已能满足开发井的要求;在该区没有砾岩井控制,具备较合理的井距范围;唯一的不利因素即距离11-9井较近。
综合分析动、静态资料,发现砾岩注水井为底部注水方式,虽然距离较近,因为底部注水,在注水井周围应有大量剩余油存在,在其它的采油井,由于卸压而导致含水上升。
故部署蒙11-110井,该井砾岩解释有效厚度20m以上,投产后,初期日产油15t,水3m3。
该井的成功钻探,为蒙古林油田砾岩的滚动挖潜,提供了一条新的思路。
1.1.4阿10断块滚动扩边取得一定效果
利用新处理完成的三维地震资料对阿10断块的构造进行重新解释,发现阿23井断层在阿10-38井以北向西偏移约100多米,含油面积有所扩大(图9),部署钻探了阿10-46井,钻遇目的层有效厚度Ⅰ类4层/10.4m,Ⅱ类5层/10.2m。
试油抽汲24/950/1150,日产油20t,乳化水7.71m3,6月23日投产,初期日产油30t,水12m3,含水28%;目前日产油4.1t,水14.9m3,含水78.6%;累计产油1360t,产水1812m3。
动液面378m。
鉴于阿10-46井实施效果好,结合储层预测结果继续向北滚动,部署了阿10-47井。
压后三开抽32/750/600,班抽油7.71t,水1.25m3;8月24日投产,初期日产油23t,水4m3,含水25%,目前日产油6.0t,产水4.2m3,含水41.3%,累计产油547t,水357m3。
根据实施效果分析认为在2002年老区产能建设中可继续向南、向北分别部署2口油井。
根据构造变化和新井有效厚度计算含油面积增加0.17m2,有效厚度17.9m,增加地质储量24×104t,可采储量4.8×104t。
断块南部经落实构造后,认为原阿10-11井断层西移,且向西南方向地层抬高,在阿10-11和10-20井间存在局部高点;据注示踪剂分析,阿10-17井注水沿断层串至阿10-23井方向。
综合分析认为在阿10-20和阿10-11井之间靠近断层是油气富集区。
钻探实施阿10-21井,构造较邻井阿10-20井高35m,钻遇I类油层11.6m/5层,II类差油层12.8m/6层,油水层1.8m/1层。
DST二开,日抽72次1520m/1400m,日产液11.2m3,油4.72t。
目前日产油6.6t,水9.1m3,累计产油53t,水73m3。
1.1.5哈南油田扩边完善效果普遍较差
(1)腾格尔砂岩油藏扩边井失利
2001年对该油藏深入研究,沿西断棱发现地层回倾形成的局部构造高点,是一被哈325井反向断层封挡的小鼻状构造。
而哈325井TI油组,试油井段1255.2~1286.2m(海拔-314~-345m),16.2m/5层,班捞25次/1150/1200,折日产纯油1.49t,电测解释II类差油6.0m/3层。
因此在哈325井北部构造高点部署扩边井哈9-7井(图10)。
哈9-7井实施后,证实该局部构造是存在的,该井油层顶深1238m(海拔-295m),较原始油水界面高出85m,较哈325井出纯油底界高出50m,但是,该井储层及物性明显变差,二次解释I类油层1.4m/1层,II类差油3.2m/2层(邻井哈312井对应该井段二次解释I类油层2.2m/1层,II类差油6.6m/2层),导致该井失利。
(2)阿尔善砂岩油藏完善效果较好
在哈24断块南部,根据新处理三维地震剖面重新落实东部8号边界断层,向东偏移了约100m,在断层附近靠近哈4-219井AI上层系剩余油较丰富,为增加AI上层系的油层驱替方向,在哈4-219井附近部署实施AI上层系的注水井哈5-420井(图11)。
哈5-420井钻遇AI上层系II类油层0.8m/1层,II类油水层6.8m/4层。
已投注。
(3)夫特砾岩滚动效果较差
①哈43断块北部:
哈39井投产后含水上升较快,分析认为是哈39井大套砾岩全部射开,下部砾岩与相临注水井下部对应注水层水串造成暴性水淹,砾岩上部还有剩余油分布,故在哈39井东靠近边界断层附近部署滚动井哈43-5井(图12)。
该井钻遇AII砾岩I类油层22.0m/1层,II类油层29.8m/2层;试油井段1952.0~1977.0m,14m/2层,DST抽汲日产油2.44t,水0.45m3。
压裂后投产,初期日产油2t,水114m3,含水95%;目前日产油3.8t,水48.9m3,累产油711t,水6607m3。
②哈22断块中部:
哈22-152井是夫特砾岩的扩边井,完钻后,其构造和预计相同,目的层砾岩段完整,但由于储层致密而未下套管。
失利的主要原因:
岩性致密:
哈22-152井目的层上段录井为凝灰质砂岩,下段是砂砾岩,而其邻井(哈22-153、哈362、哈22-142井)对应层段均为砾岩。
录井显示差:
哈22-152井录井在砾岩段见萤光21.0m/2层。
该井北部邻井哈22-153井同层位录井见油迹84.5m/1层。
西边邻井哈362井见油斑51.5m/4层。
其南部邻井哈22-142井见油迹24.0m/1层。
二次解释结果不理想:
哈22-152测井解释Ⅲ类储集层72.4m/5层,二次解释II类差油14.2m/5层。
邻井22-153二次解释I类油层66.2m/1层;哈22-142井二次解释I类油层41.0m/2层;哈362井二次解释I类油层46.2m/1层。
物性极差:
测井解释孔隙度平均5.9%,渗透率平均0.05×10-3μm2。
1.2阿北安山岩油藏裂缝分布与发育规律
阿北油田全面开发以来,尽管开发工作者一直努力不懈的寻求稳产途径,但由于油藏的特殊性及方法手段的限制,油田在经历了较短的高产期后,产量开始大幅度递减,开发十年便由开发初期的日产水平300多t(最高437t)降至不足50t,且因高含水及低产低效等原因,“九五”末期大部分生产井关停。
阿北安山岩油藏油气分布除构造因素外,主要受安山岩微细孔缝控制。
储层微细孔缝的分布,以常规研究手段开展研究难度很大,而且无法精细落实。
到目前阿北油田仍有许多问题认识不清,如安山岩形成期次、微细孔缝分布规律、油田剩余油以及油田稳产的关键措施等等。
通过地质研究,2000年在阿北油田东南边部发现了阿7-10井区,当年共实施钻井4口。
以阿7-10井为代表,安山岩钻遇I类储层23.2m/6层,II类储层1.6m/1层;投产初期日产油量在30t以上,之后相继完钻了阿7-11、7-20和7-21井,油层有效厚度均大于20m,其中7-21井注水。
自2000年5月6日至7月18日,阿7-10、阿7-11、阿7-20井陆续投产,截止2000年12月底,3口采油井当年累计生产原油8053t,年生产能力达到1.35×104t。
所钻4口井钻井进尺只有0.335×104m,产能进尺比高达1:
0.25。
4口井的钻探成功,打破了阿北油田滚动开发自全面建产以来徘徊不前的局面。
同时也说明了前述研究工作是行之有效的。
值得一提的是,阿7-11井在试油时射开26.4m/13层,DST测试产液量不足5m3,后压裂试油产量高达40余m3。
说明对较为致密的安山岩采取压裂措施可有效改善储层连通状况,提高产油量,这为以后阿北油田的进一步深入开发提供了有效的措施保障。
本次研究首先进行了精细构造解释,在重新落实构造的基础上,利用目前先进的储层预测技术,对安山岩储层发育情况及微细孔缝发育规律进行多角度综合研究,并以油田增储上产为目标,积极寻找滚动及调整井井位,为提高油藏后期的整体开发水平提供可靠的依据。
1.2.1安山岩构造解释
从本次构造解释成果看,阿北安山岩顶面构造整体为一背斜,受多条断层的切割而使构造进一步破碎。
背斜走向为北东向,背斜核部位于阿6-35井附近。
工区内大小断层将背斜切割形成以断垒为主的构造格局,从而形成了安山岩顶面整体上以背斜形态为特征、以断垒为主要格局的形态特征(图13)。
与原构造图的区别:
(1)新落实出阿42井西断块,该构造高点海拔280m,构造位置极为有利,以往认为这一地区只是阿尔善断层上升盘的一处平台。
(2)阿112至阿116井一带东南断层外推,局部多达200多米,这为这一带滚动扩棱提供了场地。
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