薄互層狀稠油油藏開(kāi)發(fā)形式分析

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)

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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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