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    薄互層狀稠油油藏開(kāi)發(fā)形式分析

    2021-09-17 09:53:14金瑞
    關(guān)鍵詞:存在問(wèn)題

    摘要:杜255塊稠油油藏1990年8月進(jìn)行蒸汽吞吐試采,2006年12月利用水平井進(jìn)行二次開(kāi)發(fā),歷經(jīng)十年開(kāi)發(fā),可采儲(chǔ)量采出程度93%,含水86%,產(chǎn)量遞減快,油藏平面及縱向動(dòng)用程度不均衡,各種開(kāi)發(fā)矛盾日益突出,主要體現(xiàn)在地層壓力低,吞吐效果差,層間接替潰乏,為了保證油藏的可持續(xù)發(fā)展,迫切需要對(duì)油藏進(jìn)行轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式的研究,制定下步開(kāi)發(fā)對(duì)策,實(shí)現(xiàn)提高油藏開(kāi)發(fā)效果的目的。

    關(guān)鍵詞:稠油油藏,吞吐后期,存在問(wèn)題,下步對(duì)策

    1.區(qū)塊概況

    杜255塊位于曙一區(qū)西南部,遼河斷陷西部凹陷西斜坡中段齊曙上臺(tái)階東部地區(qū),開(kāi)發(fā)目的層為下第三系沙四段杜家臺(tái)油層,含油面積2.3km2,石油地質(zhì)儲(chǔ)量441×104t。目前區(qū)塊標(biāo)定采收率為21.6%,可采儲(chǔ)量95.3×104t,為典型的薄互層稠油油藏。

    杜255塊杜家臺(tái)油層構(gòu)造形態(tài)為北西向南東傾斜的單斜,地層傾角8°~11°,油藏埋深1300~1500m,油水界面1480m,油層中深1380m。自上而下分為兩個(gè)油層組、六個(gè)砂巖組。兩個(gè)油層組自上而下依次為杜Ⅰ油層組和杜Ⅱ油層組。其中杜Ⅰ油層組共分三個(gè)砂巖組,自上而下依次為杜Ⅰ1、杜Ⅰ2、和杜Ⅰ3砂巖組。杜Ⅱ油層組共分三個(gè)砂巖組,自上而下依次為杜Ⅱ1、杜Ⅱ2、和杜Ⅱ3砂巖組。

    2.開(kāi)發(fā)歷程

    該塊1990年8月投入開(kāi)發(fā),共經(jīng)歷了:直井一次開(kāi)發(fā)(產(chǎn)量上升、穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)量遞減)和水平井二次開(kāi)發(fā)兩個(gè)階段。

    2.1 一次開(kāi)發(fā)階段(1990.8~2006.11)

    1990~1995基礎(chǔ)井網(wǎng)實(shí)施上產(chǎn)階段:100m基礎(chǔ)井網(wǎng)投入開(kāi)發(fā);

    1996~2000穩(wěn)產(chǎn)階段,截止2000年6月共投產(chǎn)油井63口,開(kāi)井44口,日產(chǎn)液450t/d,日產(chǎn)油225t/d,采油速度1.86%,采出程度9.52%,累產(chǎn)油41.98×104t,油汽比0.73。

    2001~2006 遞減階段:產(chǎn)量由最高時(shí)日產(chǎn)油232t/d,降至2006年11月的26t/d。油田瀕臨廢棄。

    2.2 水平井二次開(kāi)發(fā)階段(2006.12~至今)

    2006.12~至今:2006年12月在直井間進(jìn)行水平井加密調(diào)整,水平井井距為100m,以直井+水平井組合方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)。期間共投產(chǎn)水平井19口,占區(qū)塊總井?dāng)?shù)的27.1%。水平井投產(chǎn)后區(qū)塊產(chǎn)量大幅上升, 2013年水平井產(chǎn)量占到了區(qū)塊總產(chǎn)量的74% ,有效緩解區(qū)塊產(chǎn)量遞減。

    3. 主要工作量及效果分析

    今年針對(duì)水平井吞吐后期采取的主要手段:

    一是優(yōu)選注汽井,降低廢棄產(chǎn)量。根據(jù)油汽比優(yōu)選注汽井,對(duì)于油汽比大于0.2且日產(chǎn)油低于3t的井方能注汽,以保證周期產(chǎn)量,進(jìn)一步降低廢棄產(chǎn)量,減少無(wú)效投入。

    二是加大泵掛深度,提高油井生產(chǎn)壓差。水平井每周期下泵深度盡量達(dá)到水平段附近,增大油井生產(chǎn)壓差,提高油井周期生產(chǎn)效果。

    4 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及形勢(shì)分析

    4.1 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

    截止2020年底,區(qū)塊油井共60口,開(kāi)井9口,日產(chǎn)液93t/d,日產(chǎn)油16t/d,綜合含水82.8%,平均單井1.8t/d,采油速度0.16%,采出程度20.1%,地層壓力1.25MPa,2020年產(chǎn)油0.69×104t,年產(chǎn)水2.50×104t,年注汽4.61×104t,年油汽比0.15,斷塊累計(jì)產(chǎn)油88.72×104t,累計(jì)產(chǎn)水137.64×104t,累計(jì)注汽209.26×104t,累積注采比0.93,累計(jì)地下虧空264.97×104t。其中水平井19口,開(kāi)井8口,日產(chǎn)液52t/d,日產(chǎn)油13t/d,綜合含水74.8%,平均單井1.6t/d,累計(jì)產(chǎn)油20.24×104t,累計(jì)產(chǎn)水52.04×104t,累計(jì)注汽88.66×104t,累積注采比1.23。

    4.2 開(kāi)發(fā)形式

    杜255塊油井產(chǎn)量總體從2000年以后一直呈下降趨勢(shì),分析原因是直井高周期高套損率造成,直到2006年底區(qū)塊進(jìn)入水平井二次開(kāi)發(fā)后,油井產(chǎn)量明顯呈回升趨勢(shì),2009年達(dá)到高峰,2010年以后水平井產(chǎn)量一路走低,分析造成這種現(xiàn)象的主要原因是地層壓力低、能量不足導(dǎo)致油井低壓低產(chǎn),同時(shí)套壞井逐年增多直接導(dǎo)致水平井總體產(chǎn)量下降。

    5.目前存在問(wèn)題

    5.1、地層壓力低,水平井吞吐效果變差

    杜255塊1990年投入開(kāi)發(fā),原始地層壓力13.91 Mpa,目前地層壓力僅為1.25Mpa,對(duì)比下降了12.66Mpa,水平井區(qū)域90%的水平井地層壓力均降至1MPa左右,由于地層能量的不足,直接導(dǎo)致水平井周期吞吐效果變差。

    5.2、低產(chǎn)能、低油汽比,可吞吐井少

    目前區(qū)塊總井?dāng)?shù)60口,開(kāi)井?dāng)?shù)9口,其中水平井共19口,開(kāi)井8口,直井41口,開(kāi)井1口。

    低油汽比:目前油汽比大于0.5油井1口,占總井?dāng)?shù)的2%,0.5-0.2油井15口,占總井?dāng)?shù)的23%, <0.1油井5口,占總井?dāng)?shù)的8%,受經(jīng)濟(jì)效益限制,油汽比小于0.1的直井及小于0.2的水平井在今年基本不能吞吐。

    低產(chǎn)能:目前產(chǎn)能大于10t/d油井2口,占開(kāi)井?dāng)?shù)的10%,10-5t/d油井6口,占開(kāi)井?dāng)?shù)的28%,低于5t/d油井13口,占開(kāi)井?dāng)?shù)的62%。

    6.下步工作思路

    從區(qū)塊目前生產(chǎn)形勢(shì)來(lái)看,一是區(qū)塊油井吞吐應(yīng)配合實(shí)施增能類(lèi)措施,如空氣采油等,進(jìn)一步劃分水平井-直井井組,同步注氣,整體吞吐,有效抑制井間汽竄的發(fā)生,避免能量外溢,從而改善措施效果,保證油井的高效生產(chǎn);二是降低水平井廢棄產(chǎn)量,針對(duì)長(zhǎng)期低產(chǎn)井采取關(guān)井以恢復(fù)其地層壓力;三是進(jìn)一步加強(qiáng)對(duì)套壞井的修復(fù)恢復(fù)其產(chǎn)能。四是積極開(kāi)展油藏開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換的研究與試驗(yàn),做好技術(shù)儲(chǔ)備。

    參考文獻(xiàn)

    [1] 許國(guó)民,等.曙光油田勘探與開(kāi)發(fā)[M].遼寧:遼寧科學(xué)技術(shù)出版社,2009(95~97).

    [2] 李可寧,等.曙1-7-5塊大凌河油層塊狀稠油油藏蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)[A].劉俊榮.遼河油田開(kāi)發(fā)技術(shù)座談會(huì)文集[C].北京:石油工業(yè)出版社,2002:158~162.

    作者簡(jiǎn)介:金瑞,女,工程師,2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院資源勘查專(zhuān)業(yè),現(xiàn)從事油藏動(dòng)態(tài)管理工作。

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