齐108块莲花油藏开发对策研究

摘 要：齐108块莲花油藏1991年投入开发，目前采出程度35%，已进入蒸汽吞吐开发后期，主要存在吞吐轮次高、采出程度高、压力保持程度低及动用程度不均等问题。为提高采收率，对齐108块莲花油层进行了精细油藏描述，分析剩余油分布情况，有针对性的开展开发对策研究，挖掘油田潜力。

关键词：稠油;薄互层;蒸汽吞吐;剩余油

1 区块概况

齐108块莲花油藏构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位，为一个被断层复杂化的断裂背斜构造。区块于1991年开始蒸汽吞吐开采，截至目前，采出程度35%，累计油气比0.41，累计吞吐6923轮次，平均单井吞吐周期为16.6，累积返水率118.9%。

2 区块开发面临问题

2.1 层间矛盾突出，上部油层动用程度好于下部

齐108块莲花油藏共发育四个油层组，层间非均质性较强。从四个油层组间的渗透率非均质性参数可以看出，莲Ⅰ、莲Ⅲ上油层组的非均质系数均大于3，变异系数大于0.7，级差在155倍以上;莲Ⅱ、莲Ⅲ下油层组的非均质系数均小于3，变异系数上小于0.7，级差在30倍以下。通过吸汽剖面测试和加密井含油饱和度测井解释明显看出，上部油层动用程度好于下部油层。

2.2 地层压力保持程度低，低产低效

齐108块莲花油藏原始地层压力在12MPa，压力系数097，目前主力产油带所测压力大多在1.5MPa左右，地层能量不足。油藏平均单井吞吐周期为16.6，周期油汽比接近0.2，已达到吞吐油汽比极限，平均单井日产液已由开发初期的20t降到目前的13t，平均单井日产油由15t下降到目前的1t。

2.3 水淹规律复杂

齐108块莲花油藏内发育11条断层，区块被切割成大小不等的9个四级断块，每个断块的四个油层组都具有不同的油水关系，整个油藏油水关系复杂。夹层水、断层水分布的多样性，更增加了水淹规律认识的难度。目前区块的综合含水达到了92.53%，区块含水大于90%的生产井有120口，57口井因高含水停产。

3 水淹及剩余油分布研究

3.1 水淹分析

通过历年来的加密井及补层井生产情况统计分析，不同的开发阶段具有不同的见水特点，水的推进形态多样，造成水淹复杂化。初期水侵主要以断层水为主，高含水主要分布在断层附近，以单井点为主要存在形式，其他层位水和边水区域见水较少。随蒸汽吞吐周期的增长及开发规模的增大，内部地层压力下降，引起边水的水侵，见水井点逐渐连成线、连成片，边水内外边界区域成为主要见水区。

3.2 齐108块剩余油研究

3.2.1 平面剩余油分布情况

（1）丰度高、原始地质储量大的断块，剩余地质储量依然丰富。（2）通过数值模拟，油井中心半径35m左右范围内的油层动用程度较高，目前含油饱和度小于35%;半径35m～65m范围内，剩余含油饱和度范围为35%～65%，是剩余油挖潜主力区。（3）分流河道及分流河道间带发育部位，剩余油较为富集;河口坝微相及薄层砂微相带动用程度较差，也是剩余油挖潜区域;（4）井网不完善区域、油藏边部、投产时间晚的区域剩余油富集。

3.2.2 纵向剩余油分布规律

通过吸汽剖面监测、过套管饱和度测试、加密井测井解释、补层井的生产状况等资料分析统计，动用较好的油层主要位于小层的上部，比例为60%～70%，动用较差的油层主要分布在储层物性较差的薄油层和射孔段下部，比例为30%～40%，是剩余油挖潜的有利层段。

3.3 剩余油研究

以地层系数kh值劈分法为主要手段，结合吸汽剖面监测、过套管饱和度测试、加密井测井解释、周期吞吐数据进行修正，将油藏产量数据进行小层劈分，再以油层组为单位进行汇总，得到各油层组的产油量。汇总结果如下：莲Ⅰ油层组地质储量681万吨，产油277万吨;莲Ⅱ油层组地质储量998万吨，产油329万吨;莲Ⅲ上油层组地质储量312萬吨，产油135万吨;莲Ⅲ下油层组地质储量166万吨，产油48万吨。莲Ⅰ油层组和莲Ⅱ油层组由于原始储量较大，剩余地质储量也较高，是挖潜的主要方向。莲Ⅲ下油层组采出程度低，也是后期挖潜的有利方向。

4 剩余油开发技术对策

4.1 大修换井底技术提高平面动用程度

齐108块莲花油藏采用正方形井网开发，蒸汽吞吐动用半径有限，造成井间剩余油富集，可通过大修换井底技术向剩余油富集区域侧钻，提高油藏平面动用程度。2018年实施大修换井底井15口，措施初期平均单井日增油12.9吨，累增油1.9万吨。

4.2 堵水补层、返层技术提高纵向动用程度

针对齐108块莲花油层纵向剩余油分布的特点，对高含水层进行挤水泥封堵，重新射开剩余油富集层，提高油藏纵向动用程度。2018年共实施堵水补层、返层井13口，措施初期平均单井日增油7.9吨，累增油1.1万吨。

4.3 优化注汽，提高蒸汽吞吐油汽比

针对井段长、油层多的油井，结合吸汽剖面资料，实施分注或单注;针对水平井注汽，，在注汽管柱上设置3-4个注汽点，实施多点注汽;针对低产低效井开展间歇注汽，待井筒附近原油重新聚集后再恢复吞吐生产;对于发生汽窜的油井，开展组合注汽，利用反复的同注、同焖、同采，抑制汽窜，提高蒸汽热能利用率。通过优化注汽，年油汽比从2017年底的0.22提高到2018年底的0.25。

5 结论

（1）区块目前主要面临吞吐轮次高、地层压力低、低产低效、水淹情况复杂等几方面的主要问题。

（2）水淹以边水和断层水侵入为主，边水侵入主要分布在内外边界范围内，一般不超过4-5个井距，断层水侵主要分布在断裂带附近，另有少量管外窜槽水侵。

（3）油藏动用程度较高，平面基本得到动用，油层纵向动用程度达到81.5%，上部油层动用好于下部。

（4）区块剩余油总量较大，莲Ⅰ、Ⅱ剩余油量较莲Ⅲ上、莲Ⅲ下丰富，莲Ⅰ、Ⅱ是今后剩余油挖潜的主战场。

参考文献：

[1]刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998.

[2]李传亮.油藏工程原理.北京：石油工业出版社，2011.9.

[3]张锐，等.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1999.

作者简介：盖志刚（1984-），男，辽河油田勘探开发研究院工程师，目前从事石油地质开发工作。