改善開發(fā)體系錦16（東）塊開發(fā)效果研究

鄭世紅

摘要：錦16（東）塊經(jīng)過30多年注水開發(fā)，井間形成了固定的滲流通道，常規(guī)注水開發(fā)已無法擴大水驅波及體積，通過“二次開發(fā)與三次采油有效結合”開發(fā)系列技術的研究與應用，合理利用二元驅新井挖潛非目的層剩余油，既有效改善區(qū)塊開發(fā)效果，又為二元驅工業(yè)化推廣實施提供有力技術保障。

關鍵詞：二元驅;剩余油挖潛;轉換開發(fā)方式;運行模式

1 ?研究背景

歡喜嶺采油廠稀油主力生產(chǎn)區(qū)塊均處于開發(fā)后期，經(jīng)過多次注采井網(wǎng)調整，剩余油分布高度零散，區(qū)塊產(chǎn)量急劇下降，水驅開發(fā)效果逐年變差，注水開發(fā)已無法滿足當前的生產(chǎn)需求，轉換開發(fā)方式迫在眉睫。按照“整體部署，分批實施”的原則，“二次開發(fā)與三次采油有效結合”的模式合理安排運行，高效利用二元驅新井挖潛非目的層剩余油，為二元驅全面工業(yè)化推廣提供有力技術保障，為老油田轉換開發(fā)方式的運行模式奠定堅實基礎。

2 ?油藏基本概況

錦16（東）塊興隆臺油層位于歡喜嶺油田中部，主要開發(fā)目的層為下第三系沙河街組沙一、二段，是遼河油田第一個實現(xiàn)正規(guī)科學開發(fā)并取得較好效果的高效開發(fā)油藏之一。該塊含油面積2.08km2，石油地質儲量1462×104t，油層平均有效厚度36.2m，儲層有效孔隙度29.1%，有效滲透率750×10-3μm2，泥質含量12.4%，地層原油密度（20℃）0.9317g/cm3，粘度（50℃）72.78mPa.s，凝固點-21℃，含蠟量3.48%，膠質瀝青質含量18.21%，原始地層壓力13.98MPa，油藏類型屬于中高滲透厚層邊（底）水斷塊油藏。

截至2014年12月，錦16（東）塊興隆臺油層油井總井數(shù)66口，油井開井數(shù)58口，日產(chǎn)液4430t，日產(chǎn)油172t，綜合含水95.4%，累產(chǎn)油701.37×104t，累產(chǎn)水3370.22×104m3，采油速度0.43%，采出程度48.1%;注水井總井數(shù)24口，開井數(shù)22口，日注水4066m3，累注水4806.34×104m3，累計地下虧空-461.09×104m3，月注采比0.92，累計注采比1.1。

3 ?油藏存在的潛力分析

3.1 ?轉換開發(fā)方式，大幅度提高區(qū)塊采收率

區(qū)塊經(jīng)過30多年注水開發(fā)，波及體積系數(shù)達到92.3%，油水井強采強注，井間形成了固定的滲流通道。常規(guī)注水開發(fā)已無法擴大水驅波及體積，通過轉換開發(fā)方式，重新規(guī)劃組建一套二元驅井網(wǎng)，利用二元驅調、堵、驅、洗可進一步提高驅油效率，二元驅工業(yè)化推廣實施后預計提高區(qū)塊采收率14%，增加可采儲量201.74×104t。

3.2 ?推進“三結合”開發(fā)體系，有效利用二元驅新井挖潛

新井完鉆后優(yōu)選非目的層進行挖潛剩余油，利用新井電測解釋等資料重新認識區(qū)塊地質特征及剩余油分布狀況，既有效改善區(qū)塊開發(fā)效果，又為二元驅工業(yè)化推廣實施提供有力技術保障。

4 ?“三結合”開發(fā)系列技術研究

4.1 ?“三結合”開發(fā)體系提升二元驅經(jīng)濟效益研究

按照二元驅新井實施要求，在錦16（東）塊興隆臺油層一層系和二層系優(yōu)選構造位置高、油層發(fā)育、儲層物性較好、連通系數(shù)較高區(qū)域按150m正方形井網(wǎng)部署二元驅新井74口，按照“整體部署、分批實施”原則，2014年優(yōu)選23口新井優(yōu)先實施。由于“二三過渡期”采油成本低，同時合理利用新井資源，新井完井后優(yōu)選非二元驅目的層進行挖潛，不僅有效改善區(qū)塊開發(fā)效果，同時利用 “二三過渡期”開發(fā)時間應用地質體認識新成果進一步優(yōu)化方案設計，提升了二元驅經(jīng)濟效益，為二元驅工業(yè)化推廣成功實施提供技術支撐。

4.2 ?新井鉆井、固井等影響參數(shù)研究

通過現(xiàn)場試驗實施，確定適合錦16（東）塊鉆井過程中鉆井液泥漿液密度、粘度、固井質量、固井質量監(jiān)測時間等參數(shù)，為后期新井實施提供技術指導。

（1）通過室內(nèi)實驗研究，該塊興隆臺油層埋深1600左右，上部層系較少，同時為節(jié)約鉆井成本，采用二開鉆井工序較為合理。

（2）上部地層疏松，鉆速快、排量大容易造成井壁不穩(wěn)定，井眼擴大率較大，給固井施工造成困難，通過現(xiàn)場實驗研究確定鉆井速度125m/天。

（3）錦16（東）經(jīng)過多年注水開發(fā)，地層膠結、油層壓力等較原始地層均有變化，為保證鉆井實施工程安全標準。

（4）通過室內(nèi)實驗研究，為達到該塊固井要求，該塊新井固井水泥標號確定為G級水泥。通過錦2-丙4-A135井兩次聲幅測井結果分析，24小時內(nèi)水泥凝固時間不夠，確定固井質量的監(jiān)測應該在至少36小時后為宜。

4.3 ?深化研究“電阻+時差”組合，優(yōu)化新井投產(chǎn)層位

通過深入研究新井電測解釋資料，應用”電阻+時差”組合，總結該塊新井電阻與時差關系，制定電性圖版，判斷小層水淹狀況，優(yōu)化射孔層位。

（1）電阻大于30Ω，時差大于320μs/m的層為潛力層;

（2）自然電位相對基線偏移量小的層，認為水淹程度低，為潛力層;

（3）與周圍老井對比電阻高的，認為水淹程度低，為潛力層。

4.4 ?“新+老”資料集成研究，重新刻畫地質體

通過同一剖面線上的新井與附近老井對比可以看出，老井解釋1個小層，新井解釋為2～3個單砂體。通過精細小層對比，重新刻畫油藏地質體，對老區(qū)塊小層平面展布、縱向精細劃分等油藏構造進一步精確認識。

通過完鉆新井電測解釋研究，強水淹層比例83.6%。通過小層對比分析平面上剩余油主要集中在構造高部位及距生產(chǎn)井較遠的井間滯留區(qū)?？v向上剩余油主要集中在上層系及下層系的興Ⅱ5，油層下部水淹嚴重，興Ⅱ6小層以下水洗程度較高，除個別薄層具有剩余油外，已全部強水淹。

巖性尖滅帶薄層（1～2m）儲層物性差，電阻較低，測井解釋為強水淹，但時差呈正向“指狀”跳躍，時差在360μs/m以上，結合老井生產(chǎn)情況及動態(tài)測試資料綜合研究，打破常規(guī)思維，創(chuàng)新應用“電阻+時差”組合論證，分析認為巖性尖滅帶是老油田注水開發(fā)后期挖潛的主力區(qū)域。

5 ?結論

（1） 深化應用“三結合”開發(fā)體系，使二次開發(fā)向三次采油高效過渡，有效提升二元驅經(jīng)濟效益，降低二元驅工業(yè)化推廣投資風險。

（2）深入研究新、老井電測解釋等資料重新刻畫地質體及剩余油分布狀況，是二元驅工業(yè)化推廣能夠取得成功的技術保證。

（3）轉換開發(fā)方式，是實現(xiàn)老油田可持續(xù)發(fā)展的必然趨勢。以錦16（東）塊為主攻點，開展“三結合”開發(fā)體系系列技術研究，為老油田轉換開發(fā)方式的運行模式奠定基礎。

參考文獻

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