低品位储量二次开发技术研究与应用

关键词： 断块 稠油 断陷 构造

一、概况

杜210块构造上位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部, 是曙光稠油的主要断块之一, 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, 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。

该区块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采用两套开发层系进行加密调整, 主体100m井网, 两套层系开发, 采出程度27.86%, 南部无完整井网, 一套层系开发, 采出程度仅6.28%。南部储量动用程度低, 为本次低品位储量二次开发目标区域。

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。该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, 该区域开井仅2口, 开井率6.9%, 日产油4t, 采油速度0.07%, 平均吞吐5.0周期, 累计产油11.5×104t, 平均单井产油4100t, 累计注汽29.4×104t, 累油汽比0.39。

二、开发难度分析

油藏条件差:杜210块南部油层厚度、物性、电性指标明显比区块主体部位差。

直井出砂现象普遍:杜210块南部出砂严重的油井有13口, 占总井数的46.4%, 冲砂量单次最多可达2.1m3。

三、二次开发方案研究

1. 重构地下认识体系

综合利用钻、录、测井等多学科资料, 精细该区域的地质研究。构造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, 研究认为区块构造与原认识基本一致, 为一北西向南东倾没的单斜构造。

储层为一套以砂砾岩为主体的的近岸湖底扇沉积, 物源来自北部, 由北向南逐渐减薄, 在南部曙1-20-0376-曙1-20-0377井一线储层厚度增大。

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。

2. 重新评价二次开发潜力

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%。

具备能量基础:区域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。

具备产能基础:受油藏条件差、出砂套坏井多、注汽质量差等因素影响, 早期投产井平均单井累产油较低 (3709t) , 但初期产能较高, 区域油井初期日产油335t, 平均单井日产油13.4t。

3. 重建井网结构

井型选择:选用直平组合式井网开发方式:直井控制, 水平井开发。

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, 但单层厚度较小不连续区域。

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, 每一个小层独立开发。

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。

部署结果:共部署油井26口, 其中直井5口, 分别在6个小层部署水平井21口。

4. 优化实施方案

重建井网结构存在井控程度低、储层横向变化快、发育厚度薄等风险, 可以通过方案优化有效降低井网重构二次开发风险。针对井控程度低的风险可通过井型的优选及导眼井设计优化降低风险;针对储层横向相变快且厚度薄的风险可通过先进的地质导向降低风险;针对稠油地层易出砂的情况, 可通过优选防砂筛管降低风险。

(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, 需要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块南部整体设计导眼井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薄存在的钻井风险, 采用斯伦贝谢随钻地质导向, 利用成像导向技术, 及时跟踪调整水平段轨迹。

(3) 完井方式

杜210块南部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, 水平井采用挡砂精度更高、结构强度更大的星孔烧结筛管。直井采用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

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低品位储量二次开发的基础。

2. 依托水平井等成熟开发技术, 重新评价油藏潜力是低品位储量二次开发的前提。

3. 针对油藏特点及开发矛盾, 精心设计、优化部署, 是低品位储量有效开发的关键。

4. 完善钻完井、注采配套工艺技术、采用适应油藏特点的开发模式是低品位储量有效开发的保障。

摘要：曙光油田是一个开发近40年的老油田, 大部分区块已进入开发中后期, 可采储量采出程度达85%以上, 受地质条件、早期认识及技术条件限制, 已探明的资源质量差、分布特征复杂的低品位储量未得到有效开发。近年来, 在杜210南部低品位储量区域秉承“二次开发”、“分层开发”理念, 综合利用VSP测井、地震精细解释、储层评价等多种技术手段, 重构地下认识体系、重新评价二次开发潜力, 并根据油层发育特点, 分区分井型重建井网结构, 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, 为曙光油田低品位储量的二次开发提供了实践经验。

关键词：低品位,重构地下认识体系,重新评价潜力,重建井网结构