陳強

（中國石油吉林油田開發(fā)部 吉林松原 138000）

莫里青油田未動用儲量區(qū)含油面積為20.54km2，地質(zhì)儲量為1709.3×104t，油藏埋深在2850～3150m，儲層物性較差，平均孔隙度11%，滲透率0.6mD，資源品質(zhì)較差，直井常規(guī)壓裂試采產(chǎn)能一般小于2.0t/d，不具備效益開發(fā)條件。主要分布在伊45-2井區(qū)、伊59-5井區(qū)（昆侖合作區(qū)）及伊60-1井區(qū)。

1 未動用資源分類

根據(jù)吉林油區(qū)未動用儲量劃分標準，結(jié)合莫里青油田實際，分為三類：

Ⅱ類區(qū)：探評井試油產(chǎn)量7.2～9.5t/d，開發(fā)井平均單井產(chǎn)能1.5～2.0t，含油層位較少，油層埋藏深，儲量較為落實，尋求技術(shù)的突破即可有效動用；Ⅱ類區(qū)主要包括伊45-2～伊22井區(qū)，剩余面積2.2km2，儲量212.0×104t，與2015年評價結(jié)果相比，儲量減少365×104t。

Ⅲ類區(qū)：開發(fā)井平均單井產(chǎn)能1.2～1.6t，為巖性油藏，多層疊加，但試油水平較低，探評井試油產(chǎn)量3～6t/d，無試采資料，儲量相對較為落實；Ⅲ類區(qū)主要包括伊59-6～伊63～伊24-1井區(qū)，剩余面積14.0km2，地質(zhì)儲量1278.3×104t。

Ⅳ類區(qū)：試油產(chǎn)量低，無穩(wěn)定的試采資料，儲量落實程度極差，待核實；Ⅳ類區(qū)集中在伊51井區(qū)，剩余面積3.2km2，地質(zhì)儲量218.6×104t，與2015年相比增加122×104t不落實儲量。

2 天然能量開發(fā)評價

莫里青地區(qū)雙陽油層儲層滲透率低，油藏邊水、底水不活躍，天然能量以彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)為主，根據(jù)經(jīng)驗公式計算彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)采收率。

2.1 彈性驅(qū)采收率估算

計算彈性

Erb—彈性采收率，小數(shù)；

Ct—水和巖石的綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；

Co—地層原油的壓縮系數(shù)，MPa-1；

ΔPb—地飽壓差，MPa；

Cw—地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；

Cf—儲層巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；

Swi—束縛水飽和度，小數(shù)。

經(jīng)計算，莫里青地區(qū)彈性驅(qū)采收率為4.6%。

2.2 溶解氣驅(qū)采收率估算

計算溶解氣驅(qū)采收率經(jīng)驗公式采用《石油及天然氣儲量計算方法》一書中介紹的美國溶解氣驅(qū)采收率計算公式：

ER—溶解氣驅(qū)采收率，小數(shù)；

Ф—地層孔隙度，小數(shù)；

Swi—地層束縛水飽和度，小數(shù)；

Bob—飽和壓力下的原油體積系數(shù)；

μob—飽和壓力下的地層原油黏度，mPa·s；

K—地層平均絕對滲透率，mD；

Pb—飽和壓力，MPa；

Pa—油田開發(fā)結(jié)束時的地層廢棄壓力，MPa；

用溶解氣驅(qū)經(jīng)驗公式計算的采收率為8.2%。

利用經(jīng)驗公式計算的溶解氣驅(qū)采收率和彈性驅(qū)采收率合計為12.8%，計算結(jié)果偏高，可以作為上限值參考。

2.3 數(shù)值模擬法計算的采出程度

通過數(shù)值模擬研究，莫里青油田外圍未動用儲量區(qū)采用枯竭式開發(fā)采收率能達到9.0%左右。

總結(jié)國內(nèi)外低滲透油藏采用枯竭式開發(fā)采收率一般可以達到8%～12%，本區(qū)開發(fā)目的層由于埋藏較深，原油溶解氣含量較多，體積系數(shù)中等偏上水平，地飽壓差達到19.5MPa，比較有利于原油開采。因此，預(yù)測油田采用枯竭式開發(fā)的最終采收率應(yīng)該可以達到10%。

3 開發(fā)方式優(yōu)選

莫里青油田外圍屬于低豐度、特低滲透油藏，儲層巖性變化快，物性較差，儲量豐度分布不均衡。根據(jù)莫里青油田剩余區(qū)塊油藏地質(zhì)特點，確定采用水平井分層系方式開發(fā)剩余未動用儲量。

3.1 常規(guī)注采井網(wǎng)開發(fā)方式評價

本開發(fā)方式是指采用直井常規(guī)壓裂改造投產(chǎn)、正規(guī)注采井網(wǎng)方式進行開發(fā)，通過對未動用區(qū)的油藏認識，結(jié)合伊45-2、伊45-1兩口控制井試采狀況統(tǒng)計，平均日產(chǎn)油僅1.5t左右，采用常規(guī)注采井網(wǎng)開發(fā)方式無法實現(xiàn)效益開發(fā)，本次整體開發(fā)規(guī)劃方案暫不考慮常規(guī)注采井網(wǎng)的開發(fā)方式。

3.2 直井縫網(wǎng)壓裂開發(fā)方式評價

為了探索莫里青油田有效開發(fā)技術(shù)，努力提高單井產(chǎn)能水平，力爭盡快實現(xiàn)未動用儲量區(qū)的開發(fā)，2014年至今該區(qū)實施了3口直井縫網(wǎng)壓裂試驗，積累和掌握了縫網(wǎng)壓裂井施工經(jīng)驗和生產(chǎn)動態(tài)變化規(guī)律，從各井的試采效果初步分析，壓裂裂縫波及面積大，各井經(jīng)試采初期均取得了很好的增油效果，但穩(wěn)產(chǎn)效果差，第二年平均日產(chǎn)油為2～2.5t，整體開發(fā)效益差，因此，直井開發(fā)技術(shù)不能成為該區(qū)開發(fā)的主導(dǎo)技術(shù)。

3.3 水平井開發(fā)方式評價

根據(jù)莫里青油田完鉆7口水平井開發(fā)試驗取得的認識及經(jīng)濟評價結(jié)果分析，以及近年來乾安地區(qū)致密油水平井開發(fā)成功經(jīng)驗，根據(jù)控制井和開發(fā)井鉆遇油層狀況，選擇主力油層厚度大、平面上油層相對穩(wěn)定的局部區(qū)域，采取整體部署、試驗先行的方式繼續(xù)攻關(guān)水平井開發(fā)技術(shù)。

4 水平井開發(fā)的主要問題

（1）本區(qū)縱向上含油井段較長，一般在150～200m，一般發(fā)育2～3個油層，油層之間跨度在20m以上，單層厚度4～8m，由于單口水平井僅能滿足一個單油層的開發(fā)動用，無法滿足多層開發(fā)需要。

（2）未動用儲量區(qū)處于水下扇沉積的中扇向外扇過渡區(qū)域，巖性及物性變化很快，儲層穩(wěn)定性差，非均質(zhì)性強，鉆井地質(zhì)導(dǎo)向追蹤難度大，油層鉆遇率無法保障，直接影響后期投產(chǎn)效果。

5 結(jié) 論

（1）開發(fā)上遵循“整體規(guī)劃、分層次實施、先肥后瘦、高效區(qū)優(yōu)先、經(jīng)濟有效”的總體方針。

（2）在開發(fā)部署上，根據(jù)產(chǎn)能水平、儲量資源的不同，合理劃分開發(fā)層系，優(yōu)先動用主力油層，非主力油層作為油井后續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的備用層。

（3）該區(qū)油層埋藏深、儲層敏感性強，在鉆采工藝上，采取全過程的防污染、保護油層的有效措施，把對油層的污染降到最低，同時保證優(yōu)良的井身結(jié)構(gòu)和固井質(zhì)量。

（4）本區(qū)巖性復(fù)雜、油水層識別難度大，開發(fā)井要求進行地質(zhì)錄井，開發(fā)過程中加強隨鉆分析工作，及時進行井位論證與調(diào)整，減少低效井。