蔡媛媛

摘要：陈古潜山为具有统一压力系统裂缝性块状底水变质岩潜山油藏，油层分布受潜山地层厚度及裂缝发育程度控制。潜山岩性多样，主要为混合花岗岩和片麻岩，裂缝发育，主要为微裂缝、构造网状缝和溶蚀构造缝。按油水分布特征，油藏类型为潜山裂缝型块状底水油藏。陈古潜山自1999年投入开发，到2008年进入潜山大规模整体评价阶段。

关键词：裂缝性潜山油藏;太古界潜山;试采认识;方案设计

1、引言

陈古潜山位于辽宁省盘锦市盘山县吴家乡，该地区地势平坦，交通便利。构造上位于西部凹陷兴隆台潜山北部。主要含油目的层为太古界变质岩储层。2008年陈古潜山太古界上报预测石油地质储4006×104t，含油面积16km2。

该区潜山勘探始于1999年，完钻的预探井陈古1井，在太古界钻遇良好油气显示，由于工程事故原因，未取得理想的试油试采效果。2007年继兴隆台潜山勘探开发取得较好的成果，在陈古潜山构造高部位部署了陈古2井，该井太古界电测解释油层78.3m/6层，差油层114.5m/10层。2008年4月10日，在井段4080.44～4571.25m试油，地层测试，日产油31.2t/d。同年6月投产，初期Φ44泵抽油生产，日产油3.7t/d，日产气287m3/d，不含水。

2008年潜山进入大规模整体评价阶段，预探在陈古潜山部署了2口探井，目前已完钻，均获得了工业油流。陈古5井，完钻井深4766m，太古界揭露厚度357m。太古界电测解释油层35.9m/8层，差油层80.0m/9层。2009年5月，试油井段4529.0～4474.3m，自喷求产，日产油12.2t/d，日产气3300m3/d，投产初期Φ44泵，日产油5t/d，对试采井段4529.0～4474.3m压裂，压后自喷，初期8mm油嘴，日产油35.5t/d，含水26.3%。截至目前6mm油嘴，日产油26.3t/d，含水9%，阶段累产油5900t，累产气30×104m3，累产水560m3。这口井的成功实施，表明油藏具备一定的底水能量，油水界面在4680m。

陈古2块圈闭为四周为断层所夹持的古地貌山，陈古1井位于陈家潜山的构造高部位，顶点埋深3850m，幅度850m，圈闭面积17.48km2。陈古潜山为具有统一压力系统裂缝性块状底水变质岩潜山油藏，油层分布受潜山地层厚度及裂缝发育程度控制。根据岩心观察、试油及测井解释表明，陈古潜山纵向上从3850～4680m范围内均有储层发育，划分的单井储层有效厚度在77.6～142m，有效厚度占潜山揭露地层厚度的21%，油水界面为4680m。

陈古潜山油藏原油密度0.826g/cm3，50℃时粘度为3.62mPa·s，凝固点17.7℃，胶质+沥青质8.23%为稀油。天然气相对密度平均0.818，甲烷含量平均71.5%，为溶解气。陈古潜山计算石油地质储量694.5×104t，含油面积6.69km2。

2、地质特征再认识

（1）地层特征：该区自下而上发育太古界、中生界、新生界，本次研究目的层为太古界。钻井揭露太古界最厚的井为陈古1C井（898m），最薄的陈古1井（294m）。

（2）构造特征：根据断层构造划分成4个小断块，构造幅度、面积不等，整体上看陈古潜山呈垒堑相间构造形态;构造幅度150-860米。

（3）储层特征：陈古潜山岩性多样，分为变质岩、岩浆岩2大类，5种岩性，为混合花岗岩、片麻岩、花岗斑岩、闪长玢岩、辉绿岩。根据岩电关系作出的岩性柱子看到，油层也主要发育在花岗斑岩中，只有陈古5井片麻岩解释了少量油层，这是与兴古不同的。据岩心统计，基质孔隙度平均3.06%，渗透率平均<1mD。岩块岩心分析孔隙度最大13.3%，最小0.7%，主要分布在1-5%之间，平均3.06%。渗透率最大2.76md，最小0.01md，平均<1md。岩心观察裂缝发育以中高角度缝为主，高角度缝占24.7%，中高角度缝占68.8%，低角度缝占5.3%。陈古潜山主要发育3种裂缝类型，微裂缝、构造网状缝和溶蚀构造缝，局部发育次生破碎孔隙。

（4）油层分布及油藏类型：根据测井解释和试油试采，油层从进入潜山面就开始出现，但不是连续发育的，油层存在集中分段发育的特点，但段数没有兴古潜山那么多，整体看潜山从上至下都有发育。油水界面根据陈古3井确定在4680m，测井全烃曲线此处发生突变，由5.03%降到0.1%，特别是试采出水。按油水分布特征，油藏类型为潜山裂缝型、块状、底水油藏，各块含油幅度差异较大。

（5）流体性质：陈古潜山油藏原油密度0.8265g/cm3，50℃时粘度为3.6mPa·s，凝固点17.6℃，胶质+沥青质8.22%。

（6）温度压力：据完钻井实测温度、压力数据分析，陈古潜山属于正常温度、压力系统。温度梯度：3.15℃/100m，压力梯度0.93MPa/100m。

3、油藏试采认识

（1）油井具有自然产能，具备水平井生产的产量基础，陈古2C、陈古3、陈古5井初期日产油分别为27t、1.9t、6t，见到自然产能。陈古3井采油指数13.8t/d.MPa，其余井采油指数2.1～3.5t/d.MPa，4600米以下产能明显较高。

（2）具有封闭型底水，能量有限，陈古3井09.12月投产，初期日产水122t/d，累产水16117t，累产油20936t，目前含水30%，说明油藏具有一定的底水，目前认识油水界面-4680米。水平井生产压差小、控水效果好，因此水平井开发可以有效抑制底水上升。

（3）天然能量不足，部分油井出现递减。评价结果，天然能量不足;陈古5井月递减率2.98%，折算年递减30.5%。水平井生产压差小，单位产油量消耗能量少，因此水平井开发可以降低递减，提高产量。陈古潜山试采井5口，都见到工业油流，目前生产井4口。

4、方案部署

（1）部署原则：顺应地质體特点、一套层系、阶梯状部署;整体考虑，分批实施;按照少井高产的原则，直井认识储层，水平井开发;水平井单控储量大于100万吨，确保经济效益良好。

（2）方案设计：方案一在陈古潜山部署1口直井，阶梯状部署11口水平井。水平井排距600米，水平井垂向距离220-240米，空间距离250-360米，水平段长900-1000米。方案设计总井数18口，利用老井6口（直井），新部署井12口（水平井11口，直井1口）;其中油井14口（新部署水平井7口，新部署直井1口。利用探井、评价井6口）;注水井4口（水平井）。方案二在陈古潜山部署3口直井，部署14口水平井，水平井排距400-500米，单控储量67万吨，水平段长700-1000米。方案三设计正方形井网，井距350米，总井数49口，新部署43口。油井38口，水井11口，单控储量22.6万吨。优先实施陈古3块。因为构造落实，发育裂缝，产能较高，油水界面落实。

（3）新井初期产能设计：直井初期产量类比老井设计为20t/d，水平井类比兴古潜山为58t/d，设计为50t/d。

（4）十年末采油速度0.8%，采液速度2.0%，含水59.3%，采出程度12.7%。

参考文献

[1]任海阳.陈古-H305井钻井技术[D].中国石油长城钻探工程技术研究院.2012.

[2]查明，郝琦，吴孔友.辽河东部凹陷茨榆坨低位潜山油气成藏研究[J].石油大学学报（自然科学版）.2003（04）.