低品位儲量二次開發(fā)技術(shù)研究與應(yīng)用

劉仙晴（遼河油田曙光采油廠 遼寧 盤錦 124109）

一、概況

杜210塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西斜坡中段齊曙上臺階東部，是曙光稠油的主要斷塊之一，開發(fā)目的層為下第三系沙河街組大凌河油層。含油面積2.9Km2，地質(zhì)儲量1338×104t，為一受構(gòu)造和巖性雙重控制的邊底水油藏,油水界面在1035-1055m左右。

該區(qū)塊90年采用一套開發(fā)層系，100米正方形熱采井網(wǎng)投入吞吐開發(fā)，97年在中北部厚度較大區(qū)域采用兩套開發(fā)層系進(jìn)行加密調(diào)整,主體100m井網(wǎng)，兩套層系開發(fā)，采出程度27.86%，南部無完整井網(wǎng)，一套層系開發(fā),采出程度僅6.28%。南部儲量動用程度低,為本次低品位儲量二次開發(fā)目標(biāo)區(qū)域。

杜210塊南部區(qū)域含油面積 0.7km2，地質(zhì)儲量183×104t，共完鉆油井31口，投產(chǎn)28口。該區(qū)域一直處于低產(chǎn)低速開發(fā)狀態(tài)，最高采油速度只有0.96%（1992年）。截至2010年底，該區(qū)域開井僅2口,開井率6.9%,日產(chǎn)油4t,采油速度0.07%，平均吞吐5.0周期，累計產(chǎn)油11.5×104t，平均單井產(chǎn)油4100t,累計注汽29.4×104t，累油汽比0.39。

二、開發(fā)難度分析

油藏條件差：杜210塊南部油層厚度、物性、電性指標(biāo)明顯比區(qū)塊主體部位差。

直井出砂現(xiàn)象普遍：杜210塊南部出砂嚴(yán)重的油井有13口，占總井?dāng)?shù)的46.4%，沖砂量單次最多可達(dá)2.1m3。

三、二次開發(fā)方案研究

1.重構(gòu)地下認(rèn)識體系

綜合利用鉆、錄、測井等多學(xué)科資料，精細(xì)該區(qū)域的地質(zhì)研究。構(gòu)造研究重新落實四周斷層的封閉性及區(qū)塊內(nèi)部次一級斷層，通過井震結(jié)合確定斷點和斷失地層，研究認(rèn)為區(qū)塊構(gòu)造與原認(rèn)識基本一致，為一北西向南東傾沒的單斜構(gòu)造。

儲層為一套以砂礫巖為主體的的近岸湖底扇沉積,物源來自北部，由北向南逐漸減薄，在南部曙1-20-0376-曙1-20-0377井一線儲層厚度增大。

油層發(fā)育主要受砂體控制，平面上具有中間薄，南北厚的特點，縱向上自下而上發(fā)育Ⅱ3、Ⅱ2、Ⅱ1三套主力油層，且主力油層發(fā)育比較連續(xù)。

2.重新評價二次開發(fā)潛力

具備儲量基礎(chǔ)：邊部區(qū)域含油面積0.7km2，地質(zhì)儲量183×104t，只有采出程度5.95%。

具備能量基礎(chǔ)：區(qū)域2010年的2口側(cè)鉆井測壓表明，目前區(qū)域平均地層壓力7.52MPa，壓力系數(shù)0.72，具有較高的壓力水平。

具備產(chǎn)能基礎(chǔ)：受油藏條件差、出砂套壞井多、注汽質(zhì)量差等因素影響，早期投產(chǎn)井平均單井累產(chǎn)油較低（3709t），但初期產(chǎn)能較高，區(qū)域油井初期日產(chǎn)油335t，平均單井日產(chǎn)油13.4t。

3.重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)

井型選擇：選用直平組合式井網(wǎng)開發(fā)方式：直井控制，水平井開發(fā)。

水平井：平面分布范圍>200m，縱向單層厚度大于4m；直井：斷層邊部及井控程度低區(qū)域、油層厚度大于25m，但單層厚度較小不連續(xù)區(qū)域。

層系劃分：杜210塊層組間發(fā)育穩(wěn)定泥巖隔層，適宜分層立體開發(fā)，每一個小層獨立開發(fā)。

井網(wǎng)井距：根據(jù)油層分布和曙光油田普通稠油吞吐開采加熱范圍等因素綜合考慮，水平井采用100m排距和列距。

部署結(jié)果：共部署油井26口，其中直井5口，分別在6個小層部署水平井21口。

4.優(yōu)化實施方案

重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)存在井控程度低、儲層橫向變化快、發(fā)育厚度薄等風(fēng)險，可以通過方案優(yōu)化有效降低井網(wǎng)重構(gòu)二次開發(fā)風(fēng)險。針對井控程度低的風(fēng)險可通過井型的優(yōu)選及導(dǎo)眼井設(shè)計優(yōu)化降低風(fēng)險；針對儲層橫向相變快且厚度薄的風(fēng)險可通過先進(jìn)的地質(zhì)導(dǎo)向降低風(fēng)險；針對稠油地層易出砂的情況，可通過優(yōu)選防砂篩管降低風(fēng)險。

（1）導(dǎo)眼井

對于控制井點少，微構(gòu)造和儲層變化會給水平井鉆井帶來一定風(fēng)險的情況下，需要通過導(dǎo)眼井的優(yōu)化部署降低鉆井風(fēng)險。一是在斷層附近實施導(dǎo)眼，二是在儲層展布不是很落實區(qū)域?qū)嵤?dǎo)眼。杜210塊南部整體設(shè)計導(dǎo)眼井3口，為6口水平井入靶控制提供依據(jù)，結(jié)合2口直井，進(jìn)一步落實區(qū)域構(gòu)造儲層發(fā)育狀況。

（2）隨鉆導(dǎo)向

針對儲層橫向變化快且厚度薄存在的鉆井風(fēng)險，采用斯倫貝謝隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向，利用成像導(dǎo)向技術(shù)，及時跟蹤調(diào)整水平段軌跡。

（3）完井方式

杜210塊南部大凌河油層粒度中值0.22mm,普通割縫篩管無法滿足防砂需要，水平井采用擋砂精度更高、結(jié)構(gòu)強(qiáng)度更大的星孔燒結(jié)篩管。直井采用近年來針對稠油油藏油井出砂“TP120外加厚套管完井+防砂射孔+壓防”及防砂預(yù)控管理系列配套防砂措施

四、現(xiàn)場應(yīng)用及效果

截至2013月12月底共投產(chǎn)油井21口，其中水平井16口，直井5口。投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油20.6t，目前開井13口，平均單井日產(chǎn)油12.4t，階段累產(chǎn)油63850t，平均單井3040t，油汽比0.39。區(qū)塊日產(chǎn)油由實施前12t上升到最高132t，其中新井日產(chǎn)油131t，采油速度由0.25%上升到最高2.62%。

五、結(jié)論及認(rèn)識

1.井震結(jié)合等多種地質(zhì)體刻畫手段,重構(gòu)地下認(rèn)識體系是低品位儲量二次開發(fā)的基礎(chǔ)。

2.依托水平井等成熟開發(fā)技術(shù)，重新評價油藏潛力是低品位儲量二次開發(fā)的前提。

3.針對油藏特點及開發(fā)矛盾，精心設(shè)計、優(yōu)化部署，是低品位儲量有效開發(fā)的關(guān)鍵。

4.完善鉆完井、注采配套工藝技術(shù)、采用適應(yīng)油藏特點的開發(fā)模式是低品位儲量有效開發(fā)的保障。