论文部分内容阅读
[摘 要]曙光油田主力区块已进入蒸汽吞吐开采后期，油藏采出程度高、剩余油高度分散、挖潜难度越来越大，后备资源不足成为制约油田发展的瓶颈。近年来，在杜210南部低品位储量区域综合利用地震精细解释、储层评价等多种技术手段，在重构地下认识体系基础上，重新评价二次开发潜力，并根据油层发育特点，分区分井型进行井网重构，在实施过程中采用了适应油藏特点的工艺配套措施，保证二次开发效果。共部署油井26口，动用地质储量183万吨，实现了低品位储量的有效开发。
[关键词]储量；低品位；二次开发；地下认识体系；油藏
中图分类号：P618.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）13-0283-01
前言
曙光油田是一个开发近40年的老油田，可采储量采出程度平均达到85%以上，受地质条件、早期认识及技术条件限制，低品位储量未得到有效开发。随着石油工业研究技术理论的提高、开发理念的创新及先进工艺技术的逐步普及，使低品位储量的二次开发成为可能。
1 概况
杜210块位于曙一区西南部，构造上位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油层。含油面积2.9Km2，地质储量1338×104t。
杜210块纵向划分2个油层组，其中Ⅱ油组为主力油层，Ⅱ油组又可细分为4个砂岩组，为一受构造和岩性双重控制的边底水油藏，油水界面在1035-1055m左右。
该油藏属稠油油藏，原油具有密度大、粘度高等特点。地面脱气原油粘度5915（50℃） mPa·S，原油密度（20℃）0.9639 g/cm3。
杜210块大凌河油层90年采用一套开发层系，100米正方形热采井网投入吞吐开发，97年在中北部厚度较大区域加密调整，采用二套开发层系100m正方形井网，2012年底区块总井数226口，开井数119口，区块日产液727t，日产油140t，累产油329.85×104t，采油速度0.38%，采出程度24.65%，可采储量采出程度87.7%。
杜210块整体开发效果较好，但平面差异大，主体100m井网，两套层系开发，采出程度27.86%，南部一套层系，且无完整井网，采出程度只有6.28%，储量动用程度低，属低品位储量，为二次开发目标区域。
杜210块南部区域含油面积 0.7km2，地质储量183×104t，共完钻油井31口，投产28口 ，自91年开发以来，区域一直处于低产低速开发状态，最高采油速度只有0.96%（1992年）。截至2010年底，区域开井2口，开井率6.9%，日产油4t， 采油速度0.07%，采出程度只有6.28%。平均吞吐5.0周期，累计产油11.5×104t，平均单井产油仅4100t，累计注汽29.4×104t 累计油汽比0.39。
2 南部低品位储量开发难点
（1）区域油藏条件较主体变差。
杜210块边部油层厚度、物性、电性指标明显比区块主体部位要低。主体部位油层厚度56.5m，电阻44.9Ω·m，孔隙度28.9%，含油饱和度75%，渗透率1078×10-3μm，泥质含量5.8%，而南边部油层厚度33.1m，电阻37.4Ω·m，孔隙度22.2%，含油饱和度55.1%，渗透率964×10-3μm，泥质含量9.5%，明显比主体部位差。
（2）注汽质量差
杜210块油井吞吐初期注汽压力在17MPa以上，低周期注汽质量均较差。一周期注汽压力17.3Mpa，干度只有21%，二周期注汽压力17.6Mpa，干度42%。
（3）直井出砂现象普遍
杜210块出砂严重油井有13口，占总井数的46.4%，一次冲砂量最多达2.1m3，因出砂套坏油井7口。
3 二次開发主要做法
3.1 精细地质研究 重构地下认识体系
利用钻、录、测井等多学科资料，精细了这一区域的对比研究，重新落实四周断层的封闭性及区块内部次一级断层，通过井震结合确定断点和断失地层，区块断层与原构造认识基本一致。为一北西向南东倾没的单斜构造。
区域油层发育主要受砂体控制，平面上具有中间薄，南北厚的特点，纵向上自下而上发育Ⅱ3、Ⅱ2、Ⅱ1三套主力油层，且主力油层发育比较连续。
3.2 集成应用新技术、新理论评价油藏二次开发潜力
（1）具备储量基础
边部区域含油面积0.7km2，地质储量183×104t，只有采出程度5.95%。
（2）具备能量基础
2010年的2口侧钻井测压表明，目前区域平均地层压力7.52MPa，压力系数0.72，具有较高的压力水平。
（3）具备产能基础
早期投产井初期产能较高，平均单井日产油13.4t。
3.3 重建井网结构
（1）风险与对策
井网重构存在井控程度低、储层厚度小、横向变化快等风险。
井控程度低，钻井的风险可以通过井型的优选及导眼井设计优化降低风险；
储层横向相变快且厚度小，钻井的风险可以通过先进的地质导向降低风险；
稠油地层易出砂，可以通过防砂筛管的优选降低风险。
（2）井型选择
直井+水平井组合式井网：直井控制，水平井开发的方式。
水平井：平面分布范围>200m，纵向单层厚度大于4m；
直井：断层边部及井控程度低区域、油层厚度大于25m，单层厚度较小不连续区域。
（3）层系划分
杜210块层组间发育稳定泥岩隔层，适宜分层立体开发调整，每小层独立开发。
（4）井网井距 根据油层分布和曙光油田普通稠油吞吐开采加热范围等因素综合考虑，水平井采用100m排距和列距。
（5）部署结果
杜210块部署油井26口，其中直井5口，分别在6个小层部署水平井21口。
3.4 优化实施方案
（1）导眼井
对于控制井点少，微构造和储层变化会给水平井钻井带来一定风险的情况下，通过导眼井的优化部署降低钻井风险。一是在断层附近实施导眼，二是在储层展布不是很落实区域实施导眼。杜210块整体设计导眼井3口，为6口水平井入靶控制提供依据，结合2口直井，进一步落实区域构造储层发育状况。
（2）随钻导向
针对储层横向变化快且厚度小，存在的钻井风险，采用斯伦贝谢随钻地质导向，及时跟踪调整水平段轨迹。
（3）完井方式
杜210块大凌河油层粒度中值0.22mm，普通割缝筛管无法满足防砂需要，水平井采用了挡砂精度更高、结构强度更大的星孔烧结筛管。直井采用了近年来针对稠油油藏油井出砂“TP120外加厚套管完井+防砂射孔+压防”及防砂预控管理系列配套防砂措施
（4）高干度注汽
针对早期直井注汽压力高矛盾，选用目前已在曙一区稠油广泛应用的小排量高压炉注汽，在降低排量的同时保证在较高压力下注汽干度能达到要求。
四、现场应用及效果
截至2013月12月底共投产油井21口，其中水平井16口，直井5口。投产初期平均单井日产油20.6t，目前开井13口，平均单井日产油12.4t，阶段累产油63850t，平均单井3040t，油汽比0.39。
区块日产油由实施前12t上升到最高132t，其中新井日产油131t，采油速度由0.25%上升到最高2.62%。
五 结论及认识
1）井震结合等多种地质体刻画手段，重构地下认识体系是区块二次开發的基础。
2） 依托水平井等成熟开发技术，重新评价油藏潜力是区块二次开发前提。
3）针对油藏特点及开发矛盾，精心设计、优化部署，是区块有效开发的关键。
4）优化了实施方案及采油工艺方案、采用适应油藏特点的开发模式是实现有效开发的保障。
参考文献
[1] 岳清山.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998：50～55.
[2] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：152.
[3] 刘显太.胜利油区水平井开发技术[J].油田地质与采收率，2002，9（3）：47
[4] 万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1997：45～57.
[5] 刘永华，等.曙光油田水平井开发潜力及部署方向研究[J].特种油气藏，2006，13（增刊）：82.
[关键词]储量；低品位；二次开发；地下认识体系；油藏
中图分类号：P618.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）13-0283-01
前言
曙光油田是一个开发近40年的老油田，可采储量采出程度平均达到85%以上，受地质条件、早期认识及技术条件限制，低品位储量未得到有效开发。随着石油工业研究技术理论的提高、开发理念的创新及先进工艺技术的逐步普及，使低品位储量的二次开发成为可能。
1 概况
杜210块位于曙一区西南部，构造上位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油层。含油面积2.9Km2，地质储量1338×104t。
杜210块纵向划分2个油层组，其中Ⅱ油组为主力油层，Ⅱ油组又可细分为4个砂岩组，为一受构造和岩性双重控制的边底水油藏，油水界面在1035-1055m左右。
该油藏属稠油油藏，原油具有密度大、粘度高等特点。地面脱气原油粘度5915（50℃） mPa·S，原油密度（20℃）0.9639 g/cm3。
杜210块大凌河油层90年采用一套开发层系，100米正方形热采井网投入吞吐开发，97年在中北部厚度较大区域加密调整，采用二套开发层系100m正方形井网，2012年底区块总井数226口，开井数119口，区块日产液727t，日产油140t，累产油329.85×104t，采油速度0.38%，采出程度24.65%，可采储量采出程度87.7%。
杜210块整体开发效果较好，但平面差异大，主体100m井网，两套层系开发，采出程度27.86%，南部一套层系，且无完整井网，采出程度只有6.28%，储量动用程度低，属低品位储量，为二次开发目标区域。
杜210块南部区域含油面积 0.7km2，地质储量183×104t，共完钻油井31口，投产28口 ，自91年开发以来，区域一直处于低产低速开发状态，最高采油速度只有0.96%（1992年）。截至2010年底，区域开井2口，开井率6.9%，日产油4t， 采油速度0.07%，采出程度只有6.28%。平均吞吐5.0周期，累计产油11.5×104t，平均单井产油仅4100t，累计注汽29.4×104t 累计油汽比0.39。
2 南部低品位储量开发难点
（1）区域油藏条件较主体变差。
杜210块边部油层厚度、物性、电性指标明显比区块主体部位要低。主体部位油层厚度56.5m，电阻44.9Ω·m，孔隙度28.9%，含油饱和度75%，渗透率1078×10-3μm，泥质含量5.8%，而南边部油层厚度33.1m，电阻37.4Ω·m，孔隙度22.2%，含油饱和度55.1%，渗透率964×10-3μm，泥质含量9.5%，明显比主体部位差。
（2）注汽质量差
杜210块油井吞吐初期注汽压力在17MPa以上，低周期注汽质量均较差。一周期注汽压力17.3Mpa，干度只有21%，二周期注汽压力17.6Mpa，干度42%。
（3）直井出砂现象普遍
杜210块出砂严重油井有13口，占总井数的46.4%，一次冲砂量最多达2.1m3，因出砂套坏油井7口。
3 二次開发主要做法
3.1 精细地质研究 重构地下认识体系
利用钻、录、测井等多学科资料，精细了这一区域的对比研究，重新落实四周断层的封闭性及区块内部次一级断层，通过井震结合确定断点和断失地层，区块断层与原构造认识基本一致。为一北西向南东倾没的单斜构造。
区域油层发育主要受砂体控制，平面上具有中间薄，南北厚的特点，纵向上自下而上发育Ⅱ3、Ⅱ2、Ⅱ1三套主力油层，且主力油层发育比较连续。
3.2 集成应用新技术、新理论评价油藏二次开发潜力
（1）具备储量基础
边部区域含油面积0.7km2，地质储量183×104t，只有采出程度5.95%。
（2）具备能量基础
2010年的2口侧钻井测压表明，目前区域平均地层压力7.52MPa，压力系数0.72，具有较高的压力水平。
（3）具备产能基础
早期投产井初期产能较高，平均单井日产油13.4t。
3.3 重建井网结构
（1）风险与对策
井网重构存在井控程度低、储层厚度小、横向变化快等风险。
井控程度低，钻井的风险可以通过井型的优选及导眼井设计优化降低风险；
储层横向相变快且厚度小，钻井的风险可以通过先进的地质导向降低风险；
稠油地层易出砂，可以通过防砂筛管的优选降低风险。
（2）井型选择
直井+水平井组合式井网：直井控制，水平井开发的方式。
水平井：平面分布范围>200m，纵向单层厚度大于4m；
直井：断层边部及井控程度低区域、油层厚度大于25m，单层厚度较小不连续区域。
（3）层系划分
杜210块层组间发育稳定泥岩隔层，适宜分层立体开发调整，每小层独立开发。
（4）井网井距 根据油层分布和曙光油田普通稠油吞吐开采加热范围等因素综合考虑，水平井采用100m排距和列距。
（5）部署结果
杜210块部署油井26口，其中直井5口，分别在6个小层部署水平井21口。
3.4 优化实施方案
（1）导眼井
对于控制井点少，微构造和储层变化会给水平井钻井带来一定风险的情况下，通过导眼井的优化部署降低钻井风险。一是在断层附近实施导眼，二是在储层展布不是很落实区域实施导眼。杜210块整体设计导眼井3口，为6口水平井入靶控制提供依据，结合2口直井，进一步落实区域构造储层发育状况。
（2）随钻导向
针对储层横向变化快且厚度小，存在的钻井风险，采用斯伦贝谢随钻地质导向，及时跟踪调整水平段轨迹。
（3）完井方式
杜210块大凌河油层粒度中值0.22mm，普通割缝筛管无法满足防砂需要，水平井采用了挡砂精度更高、结构强度更大的星孔烧结筛管。直井采用了近年来针对稠油油藏油井出砂“TP120外加厚套管完井+防砂射孔+压防”及防砂预控管理系列配套防砂措施
（4）高干度注汽
针对早期直井注汽压力高矛盾，选用目前已在曙一区稠油广泛应用的小排量高压炉注汽，在降低排量的同时保证在较高压力下注汽干度能达到要求。
四、现场应用及效果
截至2013月12月底共投产油井21口，其中水平井16口，直井5口。投产初期平均单井日产油20.6t，目前开井13口，平均单井日产油12.4t，阶段累产油63850t，平均单井3040t，油汽比0.39。
区块日产油由实施前12t上升到最高132t，其中新井日产油131t，采油速度由0.25%上升到最高2.62%。
五 结论及认识
1）井震结合等多种地质体刻画手段，重构地下认识体系是区块二次开發的基础。
2） 依托水平井等成熟开发技术，重新评价油藏潜力是区块二次开发前提。
3）针对油藏特点及开发矛盾，精心设计、优化部署，是区块有效开发的关键。
4）优化了实施方案及采油工艺方案、采用适应油藏特点的开发模式是实现有效开发的保障。
参考文献
[1] 岳清山.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998：50～55.
[2] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：152.
[3] 刘显太.胜利油区水平井开发技术[J].油田地质与采收率，2002，9（3）：47
[4] 万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1997：45～57.
[5] 刘永华，等.曙光油田水平井开发潜力及部署方向研究[J].特种油气藏，2006，13（增刊）：82.