水平井技術在難采儲量中的應用

宋玉珍 張鐵軍(中油遼河油田分公司錦州采油廠 遼寧 凌海 121209)

一、油藏基本情況

錦99塊構造位置上處于遼河盆地西部凹陷西斜坡的歡-曙上臺階。開發目的層為下第三系沙河街組興隆臺油層。1991年上報探明地質儲量301×104t，含油面積1.0km2，2012年精細地質研究，復算區塊含油面積0.59km2，石油地質儲量89.91×104t。

錦99塊興隆臺油層是一個由三條邊界斷層控制的斷塊，其內部被兩條北東走向的斷層切成壘塹相間的三個帶，這三個帶又被近南北走向的四條斷層分割成8個小斷塊，頂面埋深852m,油藏埋深852～975m。

錦99塊興隆臺油層為西八千扇三角洲沉積體系的一部分，物源來自為北西向和北東兩個方向。儲層主要為扇三角洲前緣亞相的水下分支流河道砂體,砂體呈條帶狀展布，沿物源方向砂體由厚逐漸減薄，儲層主要由礫巖、砂礫巖、不等粒砂巖、中細砂巖和粉砂巖組成，以中細砂巖為主。

20℃條件下原油的密度為0.992g/cm3，50℃時脫氣原油粘度5105.5mPa·s，凝固點6.2℃，含臘量1.99%，膠質+瀝青質含量40.07%，屬普通稠油。地層水水型為NaHCO3型,總礦化度2335.2mg/L。

原始地層壓力9.4MPa，目前實測地層壓力為8.7MPa，地層溫度為40℃。

二、開發簡況及現狀

199 1年上報探明地質儲量301×104t，含油面積1.0km2。1992年編制開發方案，在油層有效厚度大于10m的范圍內，采用118m正方形一套層系注蒸汽熱采。共投產直井10口，由于生產效果差，1993-1996年陸續關井。區塊全面停產，2008--2012年通過精細地質研究，完鉆并投產水平井4口，取得初期平均單井日產油20t的好效果，2012年在精細地質研究的基礎上重新落實區塊含油面積為0.59km2,石油地質儲量89.91×104t。截止到目前，錦99塊總井14口，開井5口，日產液133m3，日產油32t，綜合含水75.9%，采油速度1.30%，累積產油4.7658×104t，累積產水9.9533×104m3，累積注汽12.5742×104m3，采出程度5.30%，累積回采水率79.16%，油井平均吞吐周期3.6，累積油汽比0.38。

三、油井生產效果分析

1.早期投產直井生產效果差及原因分析

199 2年錦99塊興隆臺油層陸續投產直井10口，合計電測解釋307.7m/112層，射開192.1m/66層，油井電測解釋較好，但生產效果特別差。生產效果與電測解釋偏差較大，儲層含油性認識不清。1993-1996年陸續關井。10口井累產油0.4870×104t，累產水1.077×104m3,累注汽6.5084×104t,累計油汽比0.07，回采水率16.55%，采出程度僅有0.16%。

通過分析儲層巖性、物性、電性、含油性等靜態資料，結合單井生產、注汽、周期等數據，并查閱大量修井數據，對影響單井生產效果的諸多因素進行分析，認為影響早期投產井生產效果差主要原因為：

(1)出砂嚴重。

(2)注汽質量差影響生產效果。

(3)射開興II-1大礫石層，致使縱向上其它油層不吸汽或吸汽少，影響蒸汽吞吐效果。

(4)孔密小、泥質含量高也一定程度影響蒸汽吞吐生產效果。

2.二次開發投產水平井生產效果好及原因分析

在二次開發研究過程中，我們在借鑒早期投產直井過程中好的經驗的同時，也避免了早期直井生產過程中的不足，由此取得了二次開發較好的效果。主要做了以下幾方面工作：

(1)在研究過程中，首先對大礫石層有了新的認識：根據35-22C取芯資料，初步認為時差低于360，電阻大于30，孔隙度低于25%的高電阻、低時差、低孔隙度的油層為大礫石層，在油層厚度圖中將其扣除，并確定了大礫石層在平面上的分布范圍，我們水平井設計避開了該區域及層位。

(2)我們研究了初期試采井效果差主要原因為，射開了大礫石、注汽質量差、作業質量差，油井出砂，試采初期沒有進行優選射孔等因素影響了試采效果，我們水平井的設計避開了出砂嚴重的興Ⅰ層，選擇了套管完井方式并進行了優選射孔以及加強注汽質量和作業監督等工作。

(3)我們確立了兩個油層組的四性關系圖版，確立了兩個油層組的含油性，從而使水平井設計在含油性較高的興Ⅱ1小層。

由于掌握了以上三方面的開發經驗，因此我們在二次開發水平井的部署過程中，首先在三個斷塊油層發育較薄區域，但單層連續發育的興Ⅱ-1小層進行了水平井部署，結果取得了很理想的生產效果。

四、結論與建議

1.油田開發初期部分老區難采儲量不能得到有效動用，三維地震技術的發展和普及以及油藏精細研究水平的提高，是使這部分儲量得到有效動用的關鍵。

2.區域構造背景研究是深化地質研究的前提，精細地質研究是產能建設部署的根本。利用合理井型開采使區塊成功實現二次開發。

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