高18塊深層稠油分區(qū)二次開發(fā)研究與實(shí)踐

李樹山

高18塊深層稠油分區(qū)二次開發(fā)研究與實(shí)踐

李樹山

(中石油遼河油田分公司高升采油廠，遼寧 盤錦 124125)

[摘要]高18塊開發(fā)目的層為古近系沙河街組蓮花油層Ⅰ～Ⅴ砂層組，為一受巖性-構(gòu)造雙重控制的塊狀砂巖底水油藏。常規(guī)注水水竄嚴(yán)重，吞吐注汽壓力高、干度低、效果差，達(dá)不到標(biāo)定采收率。在深入開展油藏地質(zhì)、剩余油分布規(guī)律研究基礎(chǔ)上，根據(jù)儲(chǔ)層平面分區(qū)、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，制定了“主體部位重構(gòu)注采井網(wǎng)+調(diào)驅(qū)、邊部壓裂改造+高壓注汽”的分區(qū)二次開發(fā)思路，現(xiàn)場試驗(yàn)效果明顯，預(yù)計(jì)日產(chǎn)油可達(dá)230t，最終采收率達(dá)22.4%，可提高采收率7.3%。

[關(guān)鍵詞]深層稠油；低速儲(chǔ)量；儲(chǔ)層特征；剩余油分布；分區(qū)二次開發(fā)；高18塊

高18塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡北端高升油田南部，開發(fā)層系為古近系沙河街組三段蓮花油層Ⅰ～Ⅴ砂層組。油藏埋深-1540～-1715m，平均有效厚度57.8m，含油面積2.25km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量797×104t。1978年投入開發(fā)，1984年開始蒸汽吞吐，1991年12月轉(zhuǎn)注水，初期見到一定注水效果。1997年以后，由于井況差、注采井網(wǎng)欠完善、油水黏度比高、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等因素制約，含水率快速上升，產(chǎn)量遞減加快，2007年8月區(qū)塊被迫全面停注，主要靠天然能量開采。截至2012年12月，區(qū)塊共有油井19口，開井15口，日產(chǎn)油34.5t，綜合含水率68.4%，采油速度0.18%，采出程度僅7.7%，處于半停產(chǎn)狀態(tài)。

1開發(fā)中存在的主要問題

1.1Ⅴ砂層組常規(guī)注水含水率上升快、開發(fā)效果差

Ⅴ砂層組1991年12月轉(zhuǎn)注水開發(fā)，至1992年9月形成5個(gè)較完善的210m注采井組，3個(gè)月后見到注水效果，平均單井日產(chǎn)油由4.2t上升至6.5t，整體產(chǎn)量上升到70t以上，見效油井普遍表現(xiàn)為液量、油量同步上升特點(diǎn)。2002年后受部分水井套壞停注及儲(chǔ)層縱向吸水不均影響，各井組水竄嚴(yán)重，含水率上升高達(dá)11%。2007年區(qū)塊全面停注前，Ⅴ砂層組日產(chǎn)油僅為30t，綜合含水率高達(dá)76%，采出程度僅為6.2%，達(dá)不到標(biāo)定采收率[1]。

1.2Ⅰ～Ⅳ砂層組吞吐注汽壓力高、干度低，效果不理想

Ⅰ～Ⅳ砂層組主要分布在區(qū)塊東部，原油黏度較高，50℃地面脫氣原油黏度2000～4000mPa·s，主要采用蒸汽吞吐開采。受儲(chǔ)層物性差、黏土含量高等因素影響，吞吐注汽井口壓力普遍高達(dá)19MPa以上，高溫“四參數(shù)”顯示800m以下無干度，平均周期油汽比不足0.2；同時(shí)受非熱采完井影響，2至3輪后油井套壞嚴(yán)重。二次開發(fā)前，Ⅰ～Ⅳ砂層組共有各類井28口，其中報(bào)廢井、長停井23口，油井開井僅為5口(包括帶病生產(chǎn)3口)，原井網(wǎng)瀕臨廢棄。

2分區(qū)二次開發(fā)研究

2.1精細(xì)油藏地質(zhì)研究

1)砂層精細(xì)劃分在標(biāo)志層控制下，選取典型井建立骨干剖面9條。根據(jù)巖性組合、沉積旋回、分級(jí)控制方法，遵循等厚劃分對(duì)比原則，從大到小逐級(jí)對(duì)比[2]，將蓮花油層縱向上劃分為5個(gè)砂層組，同時(shí)針對(duì)厚度較大的Ⅴ砂層組再細(xì)分為3個(gè)砂層。

2)構(gòu)造特征根據(jù)2口井7個(gè)方向測(cè)井資料，落實(shí)構(gòu)造特征。高18塊是一個(gè)被4條斷層所圍限、內(nèi)部被多條斷層復(fù)雜化的斷背斜構(gòu)造，高點(diǎn)在高2-4-3井附近，高點(diǎn)埋深-1540m，構(gòu)造幅度約180m。4條主干斷裂主要為北東向及近東西向，延伸較長，控制該區(qū)構(gòu)造形態(tài)，內(nèi)部6條北東、近東西向斷層將高18塊分割成4個(gè)次級(jí)斷塊。

3)沉積微相通過巖性組合、電性特征，結(jié)合測(cè)井解釋成果，該區(qū)蓮花油層是由中扇亞相和外扇亞相組成，物源來自東部中央凸起，呈北東～南西向扇狀分布。下部Ⅴ砂層組厚度大，為同沉積斷層強(qiáng)烈活動(dòng)的凹槽型水下扇沉積, 主要發(fā)育扇中辮狀溝道和扇緣灘砂微相；上部Ⅰ～Ⅳ砂層組較薄，分布范圍較小，粒度相對(duì)較細(xì)，并含有少量牽引流沉積構(gòu)造，反映出緩坡型水下扇的特點(diǎn)，主要發(fā)育辮狀水道間和扇緣薄層砂微相。

表1　高18塊各砂層組儲(chǔ)層物性

表2　高18塊各砂層組黏土礦物相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)

4)儲(chǔ)層特征該區(qū)儲(chǔ)層自下而上為砂礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖，形成一套粒度由粗變細(xì)不等厚互層的正旋回組合，巖石成熟度低，泥質(zhì)膠結(jié)為主。砂層組平面分布具有明顯分區(qū)性，Ⅰ～Ⅳ砂層組主要分布在高2-2-011井、高2-2-021井以東，由東向西逐漸減薄，平均有效厚度20.2m；Ⅴ砂層組主要分布在主體部位，向四周逐漸減薄，平均有效厚度29.1m，砂層組連通性較好，連通系數(shù)0.91。儲(chǔ)層物性總體上來看較差，受沉積控制明顯，下部好于上部，主體好于邊部，層間及層內(nèi)非均質(zhì)性均較強(qiáng)(表1)。

巖心分析結(jié)果表明，Ⅴ砂層組黏土礦物含量較低，以伊-蒙混層為主，水敏性中等，Ⅰ～Ⅳ砂層組黏土含量高，以蒙皂石為主，極易遇水膨脹，具有較強(qiáng)的水敏性(表2)。

5)流體性質(zhì)及油藏類型區(qū)塊原油性質(zhì)存在一定差異。平面上中部油品性質(zhì)較好，邊部較差，縱向上Ⅴ砂層組50℃地面脫氣原油黏度為300～1000mPa·s，Ⅰ～Ⅳ砂層組為2000～4000mPa·s。油藏受巖性、構(gòu)造雙重控制，Ⅰ～Ⅳ砂層組為砂泥巖互層純油藏，Ⅴ砂層組為塊狀邊底水油藏。

2.2剩余油分布規(guī)律研究

2.2.1物質(zhì)平衡法

根據(jù)容積法原理[4]，由地層系數(shù)劈分計(jì)算得到不同砂層組累積采油量和砂層組平均剩余油飽和度。

2.2.2動(dòng)態(tài)綜合分析法

充分利用試驗(yàn)井取心資料、C/O比測(cè)井及吸水剖面、吸汽剖面等測(cè)井資料，對(duì)不同砂層組的剩余油進(jìn)行平面、縱向分布規(guī)律研究，得到油層平面、縱向油水分布規(guī)律[5]。

圖1　高18塊Ⅴ砂層組2砂層剩余油分布

圖2　高18塊Ⅴ砂層組3砂層剩余油分布

2.2.3數(shù)值模擬法

采用Eclipse數(shù)值模擬軟件對(duì)高18塊Ⅰ～Ⅴ砂層組進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬。對(duì)單井、主力層及整個(gè)油藏進(jìn)行多指標(biāo)、高精度歷史擬合及預(yù)測(cè)[6]。

2.2.4剩余油分布規(guī)律

平面上來看，注采完善、油層穩(wěn)定的高2-2-2井、高2-5-3井區(qū)水淹范圍較大，注采不完善、斷層附近、區(qū)塊邊部剩余油富集，仍有較大的挖潛空間；縱向上來看，Ⅰ～Ⅳ砂層組目前平均剩余油飽和度較高(56.5%)，未動(dòng)用層占51.6%，滲透率小于0.2D、射開厚度小于3m的油層基本處于未動(dòng)用狀態(tài)，動(dòng)用層動(dòng)用半徑在50m以內(nèi)。Ⅴ砂層組目前平均剩余油飽和度相對(duì)較低(53.3%)，受正韻律影響，Ⅴ砂層組3砂層中下部水淹較重，Ⅴ砂層組3砂層頂部、Ⅴ砂層組2砂層、Ⅴ砂層組1砂層剩余油較為富集(圖1、2)。

3二次開發(fā)方案設(shè)計(jì)研究

3.1部署層系、井網(wǎng)井距研究

在油藏地質(zhì)及剩余油研究基礎(chǔ)上，確定二次開發(fā)部署目的層為蓮花油層Ⅰ～Ⅴ砂層組。根據(jù)儲(chǔ)層、剩余油平面分區(qū)、縱向差異大特點(diǎn)，確定分兩套層系進(jìn)行部署。利用單井控制可采儲(chǔ)量法結(jié)合經(jīng)濟(jì)效益測(cè)算，確定主體部位Ⅴ砂層組充分利用現(xiàn)有正方形井網(wǎng)，按150～180m井距，采用近似反九點(diǎn)方式進(jìn)行直井網(wǎng)注采井別設(shè)計(jì)，提高采收率；斷塊東部按150m井距，重新規(guī)劃正方形直井采油井網(wǎng)，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

3.2開發(fā)方式研究

為確定Ⅴ砂層組合理開發(fā)方式，對(duì)以往注水效果進(jìn)行重新評(píng)價(jià)。從受效時(shí)間、受效井比例、增油效果及含水上升率等指標(biāo)來看，常規(guī)注水在井網(wǎng)完善情況下，能夠見到較好效果，穩(wěn)產(chǎn)期達(dá)到5年以上，后期效果變差主要原因是有3口注水井套壞停注注采平衡被打破，出現(xiàn)單向水竄所致[7]。因此，對(duì)Ⅴ砂層組確定了“重構(gòu)注采井網(wǎng)恢復(fù)注水”開發(fā)思路；同時(shí)，針對(duì)以往注水油層縱向吸水不均問題，借鑒近幾年同類型油藏調(diào)驅(qū)成功經(jīng)驗(yàn)[8,9]，確定了“深部調(diào)驅(qū)”配套方案，并進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)，優(yōu)選了鉻凝膠調(diào)驅(qū)體系及注入?yún)?shù)。

Ⅰ～Ⅳ砂層組對(duì)以往吞吐效果進(jìn)行重新評(píng)價(jià)，累計(jì)8口井15井次吞吐效果，平均周期生產(chǎn)時(shí)間僅為135d，油汽比僅為0.17。主要原因是油藏埋藏深、物性差、水敏性強(qiáng)，導(dǎo)致注汽壓力高、干度低。為從根本上改善吞吐效果，確定“二步走”策略：第一步先采用壓裂改造常規(guī)開采方式降壓生產(chǎn)，第二步待產(chǎn)量下降、地層壓力適當(dāng)降低后，實(shí)施高壓防膨注汽方式進(jìn)行生產(chǎn)。

3.3優(yōu)化部署研究

3.3.1部署區(qū)域優(yōu)化

單控儲(chǔ)量是油井產(chǎn)能的基礎(chǔ)。考慮經(jīng)濟(jì)效益，新井可采儲(chǔ)量應(yīng)保證在2×104t以上。結(jié)合已確定井網(wǎng)井距及開發(fā)方式測(cè)算，Ⅴ砂層組油井部署在油層厚度大于20m、單控儲(chǔ)量大于8×104t區(qū)域，Ⅰ～Ⅳ砂層組油井部署在油層厚度大于25m、單控儲(chǔ)量大于10×104t區(qū)域。

3.3.2鉆、完井方式優(yōu)化

根據(jù)區(qū)塊儲(chǔ)層特點(diǎn)，采用二開完井；鉆井過程調(diào)整好鉆井液性能，保護(hù)油氣層不受污染；考慮下步稠油熱采及壓裂需要，采用提拉預(yù)應(yīng)力完井，耐高溫水泥固井，水泥返高至表層套管內(nèi)。

3.3.3實(shí)施順序優(yōu)化

為保證實(shí)施效果，采用“整體部署、分批實(shí)施”的辦法進(jìn)行。實(shí)施過程中，Ⅴ砂層組為保持地層能量，采取油井投產(chǎn)與轉(zhuǎn)調(diào)驅(qū)注水同步實(shí)施，Ⅰ～Ⅳ砂層組優(yōu)選有條件的老井進(jìn)行“二步走”先期試驗(yàn)。

3.4部署結(jié)果

在以上研究基礎(chǔ)上，分二套層系整體部署開發(fā)井38口，其中Ⅴ砂層組14口(方案注水井3口)，形成5個(gè)完善調(diào)驅(qū)注水井組，Ⅰ～Ⅳ砂層組24口，設(shè)計(jì)鉆井進(jìn)尺7.03×104m，單井配產(chǎn)6t/d，建產(chǎn)能5.88×104t。按照前3年產(chǎn)量不遞減，從第4年開始每年遞減10%考慮，預(yù)測(cè)8年，累計(jì)產(chǎn)油可達(dá)39.2×104t，內(nèi)部收益率12.56%，經(jīng)濟(jì)效益明顯。

4現(xiàn)場實(shí)施情況及效果

按照研究部署成果，2013～2014年分二批優(yōu)選實(shí)施新井12口，其中Ⅴ砂層組7口，Ⅰ～Ⅳ砂層組5口，油層鉆遇率99.2%，平均單井初期日產(chǎn)油9.6t，累計(jì)產(chǎn)油2.7×104t，是同期直井產(chǎn)能的2.3倍。Ⅴ砂層組同期轉(zhuǎn)調(diào)驅(qū)注水2個(gè)井組，按配注正常注水，Ⅰ～Ⅳ砂層組老井實(shí)施壓裂改造后高壓防膨注汽復(fù)產(chǎn)3口，平均單井初期日增油8.3t，累計(jì)增油0.78×104t，均取得較好效果。

通過二次開發(fā)工作量初步實(shí)施，高18塊日產(chǎn)油由34.5t上升至107t，為二次開發(fā)前的3.1倍。預(yù)計(jì)按方案全部實(shí)施后，日產(chǎn)油可達(dá)230t，最終采收率達(dá)22.4%，可提高采收率7.3%。

5結(jié)論

1)高18塊瀕臨廢棄深層稠油油藏，結(jié)合油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)成果，創(chuàng)新開發(fā)思路，利用分區(qū)二次開發(fā)思想指導(dǎo)區(qū)塊綜合調(diào)整，取得較好效果。

2)以重構(gòu)注采井網(wǎng)調(diào)驅(qū)注水、壓裂改造降壓開采后高壓注汽為主導(dǎo)技術(shù)的“分區(qū)二次開發(fā)”思路，對(duì)于其他同類型油藏，特別是深層稠油藏及非均質(zhì)性強(qiáng)的邊際儲(chǔ)量有效開發(fā)具有一定借鑒意義。

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[編輯]帥群

[引著格式]李樹山.高18塊深層稠油分區(qū)二次開發(fā)研究與實(shí)踐[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) ,2015,12(17):70～73.

66 The Effect of Water Injection Well Blowdown on Casing Stress under Non-uniform Ground Stress

LI Ziping(Author’sAddress:No.1OilProductionPlant,DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina,Daqing163411,Heilongjiang,China)

Abstract:Casing damage caused by injection well blowdown often happened in the process of oilfield production.The stress concentration effect of casings was more obvious especially in the conditions of non-uniform ground stress field and borehole geometry irregularity.In order to analyze the casing stress change during the blowdown of injection wells in non-uniform ground stress field, a finite element method was used to simulate the von Mises stress change under the condition of different ground stress fields, different elastic modulus and different Poisson’s ratios and different ellipticities of elliptic cement sheath.The results show that difference of ground stress change has no effect on casing stress of blowdown in injection wells, the maximum value of von Mises stress of casings during the blowdown decreases with the increasing of elastic modulus and increases with the reduction of Poisson’s ratio and ellipticity of cement sheath.

Key words:non-uniform ground stress; blowdown; elliptic cement sheath; casing;von Mises stress

[作者簡介]王琳(1980-)，女，工程師，現(xiàn)主要從事油藏地質(zhì)方面的研究工作, 34916164@qq.com。

[收稿日期]2015-01-05

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號(hào)]1673-1409(2015)17-0070-04

[中圖分類號(hào)]TE345