曙光油田低品位储量二次开发技术研究与应用

张振东

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，如何经济有效的开发低品位储量已成为曙光油田200万吨稳产的重中之重。近年来，秉承“二次开发”、“分层开发”等开发理念，综合利用VSP测井、地震精细解释、储层评价等多种技术手段，在重构地下认识体系基础上，通过强化试油试采，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。共在杜210、杜48杜0、杜68、杜413、曙11763共5个稠油低品位区块部署油井83口，动用地质储量1554万吨，实现了曙光油田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

曙光油田是一个开发近40年的老油田，构造简单、储层发育稳定、易开发的优质储量在早期投入开发，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。

2009年以来综合利用VSP测井、地震精细解释、储层评价等多种技术手段，秉承了“二次评价”、“二次开发”、“分层开发”等多种开发新理念，率先对稠油老区低品位储量进行二次开发研究实践，取得突破。共在杜210、杜48杜0、杜68、杜413、曙11763共5个稠油低品位区块部署油井83口，动用地质储量1554万吨，实现了低品位储量的有效开发。

1 概况

曙光油田石油地质储量4.2×108t，其中低品位油藏1.12×108t，占26.7%，2009年曙光油田原油产量204×104t，低品位储量产量18.91×104t，只占到9.3%，2009年底曙光油田采出程度20.4%，低品位储量油藏采出程度只有7.50%，有很大挖潜空间。

曙光油田低品位储量分布范围广，油藏类型多样，主要可分为4种油藏类型：A低孔低渗透砂岩油藏；B复杂断块油气藏；C薄层稠油油藏；D易出砂稠油油藏。

2 低品位储量开发难点

2.1 地质体认识程度偏低

1）构造认识程度低。早期对构造的认识基于完钻井钻、录、测资料及二维地震资料，由于受技术发展过程的影响，早期地震资料品质差、分辨率低导致区块层位标定、构造解释不够精细，对构造认识简单，对次级断层及微构造的认识欠缺。在简单的构造背景下，区块油水关系复杂。

2）储层含油性不清。杜48块杜0组，部分油井储层解释结论与生产结果偏差较大。例如：曙1-50-021井16号层电阻率8Ω·m，孔隙度14.8%，测井解释为水层，2012年5月单独射开16号层，常规试采不出，后注汽1000t，初期日产液10.1t，日产油6.3t，累计生产44.4d，累产油149.5t。证实该层仍具有一定生产能力，应解释为油层。

2.2 单一的直井开发井网无法实现油藏高效开发

1）储层横向变化快，限制了直井开发井网的完整性。杜48块杜0组油层受砂体和物性控制，分布极不稳定。曙1-52-022井杜0组油层有效厚度29.5m，而与其相距不到200m处的曙1-52-020井油层厚度仅2.9m。因油层存在的平面分布的不连续性，直井无法动用薄油层储量，使之无法形成完整的开发井网。

2）油层厚度小，限制了直井开发效果。杜210块边部与沉积主体部位对比，油层厚度小，开发效果差。区块地质储量1338×104t，采出程度24.91%，其中主体部位地质储量1148×104t，采出程度27.86%，南部地质储量190×104t，采出程度只有6.28%。表明该区域因油层厚度变小，直井吞吐效果差，不适宜采用直井开发。

3）边底水发育程度限制了储量的有效动用。曙11763井区含油面积0.3km2，储量26×104t，油层厚度最大12.0m，最小3.0m，平均6.2m，油藏类型为底水油藏，若采用直井开发，油层没有足够的避开底水厚度。

2.3 油藏条件对工艺技术提出了更高要求

受宏观区域沉积背景影响，油藏表現为近源成藏特点：埋藏较浅，胶结疏松，分选差，导致油井出砂、注汽压力高现象普遍，缺乏相应的注、采配套工艺技术。

3 对策研究

低品位储量二次开发研究应当遵循在地质体综合评价的基础上，科学油藏工程设计，以达到二次开发经济有效目的。

3.1 持续深化油藏认识，重新构建地下体系

针对低品位储量区块地质体认识程度低，构造复杂、油水关系复杂特点，应用三维地质勘探、测井评价技术等新技术，开展构造、储层的综合研究。

1）“井震”结合，精细构造解释。近几年来，由于地震采集、处理和解释技术的提高，高分辨率的地震技术得到广泛应用，形成了一整套成熟的构造解释技术。杜68块是一个断层数多，断层组合复杂区块，断层的组合和特征对成藏起非常重要的作用，杜68块应用精细三维地震资料重新落实构造后，断层组合发生变化，数量也有所增加；内部形态也更加复杂，在中部发育鞍形低部位。在新的构造背景下，区块油水分布更加合理，符合了油藏成藏规律

2）集成应用多种技术手段，精细储层研究。（1）应用三维地震资料，追踪储层展布。部分低品位区域，井控程度较低，钻测井资料较少，常规手段，追踪储层困难较大，精细三维地震资料的较高品质，大大提高了对储层预测的准确性。杜413块杜家台油层杜O组、杜210块大Ⅱ11层只在局部发育，储层发育的区域在地震剖面上振幅较强，连续性较好，地震同向轴较多，通过地震资料准确预测了储层的展布。（2）测井二次解释评价，明确储层含油性。针对杜48块杜0组储层认识上的偏差，根据试油和生产数据，对区块杜0组储层进行重新分析，开展测井资料二次解释研究，明确储层含油性，确定油层最小电阻率为8Ω·m，最小孔隙度14%，完善了油水关系图版。

3.2 不断加强试油试采，重新评价二次开发潜力

低品位储量油藏大都存在物性差，出砂等开发矛盾，受早先配套工艺技术条件限制，早期生产能力不能代表储层真实产能，不断加强试油试采，重新评价油层潜力。

杜68块曙1-36-56井于1995年10月完钻，有效厚度15.6m，因油层厚度小，一直没有投产，试采采用高压蒸汽锅炉注汽，以提高注汽效果，注汽压力19.1MPa，注汽干度75%，注汽量1800t，初期日产液13.2t，日产油8.2t，生产34d，因套坏关井，累产油112t，停产前日产油7.8t，证明储层有较高的生产能力。

杜48块杜家台油层采用一套层系、100m热采吞吐井网，早期共有26口井杜0组与下部主力油层合采，累积产油6.5×104t，采出程度2.1%，油汽比0.15。效果差的主要原因是杜0组与下覆其它油层组相比油藏条件差，限制了杜0组油层的有效动用。2009年开始相继对杜0组油层进行单独试采，证明储层有一定产能：15口井平均吞吐周期5.9，累积注汽21.4×103t，累积产油5.98×103t，油汽比0.28.前三周期平均单井累产油1749t，日产油4.4t，油汽比0.32。

3.3 深入应用二次開发理念 重新规划井网结构

常规传统的直井开发技术，难以适应低品位储量油藏二次开发需要。随着钻井技术，尤其是水平井钻井及配套技术的逐步成熟完善、成本的降低，重建井网结构，提高低品位储量油藏的开发水平成为一种可能。

根据油藏发育条件，采用不同井网井型进行井网重构。

1）井型的选择：水平井：平面上有一定分布范围（>200m），纵向有一定油层厚度（>4m）；直井：A：油层叠加厚度较大（>25m）B：需进一步落实储层展布区域C：断层边部构造变化大区域。

2）层系划分。水平井部署区域均发育稳定泥岩隔层，适宜分层开发调整，每一个小层为一套开发层系，独立开发。直井采用一套开发层系。

3）井网、井距。考虑储量丰度偏低，井距主要根据控储需要（直井单控储量大于4.0×104t，水平井单控储量大于5.0×104t）及结合曙一区吞吐半径，水平井选用100～120m井距、直井选用141×141m井距。

4）部署结果。共部署油井83口，其中水平井42口，直井41口，控制地质储量1047×104t（表1）。

5）经济评价。在8年评价期内，原油价格按65美元/桶计算，企业内部收益率都在15%以上，远高于股份公司企业内部收益率8.4%的最低标准。

3.4 全面优化配套技术，保障油藏高效开发

1）钻完井工艺优化。水平井可以增大泄油面积，改善渗流能力，降低生产压差，对抑制地层出砂具有较明显作用，采用普通的割缝筛管基本可以满足需要，但对出砂较严重、粒度较细的区域采用了梯缝筛管（表2）。

直井采用“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，防砂效果明显。

2）注采配套工艺优化。针对低品位储量油藏油井注汽压力高、递减快特点，为提高生产效果，完善了稠油“注焖放下采”的全过程管理，形成了低品位储量的采油工艺配套技术。

4 实施效果

截至2017年12月底，共实施油井48口，水平井23口，直井25口。

日产油、采油速度均有大幅提升。日产油由开发前的49t，上升到最高267t，采油速度由0.17%上升到0.93%。

5 结论

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）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低品位储量实现有效开发的保障。

参考文献

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