稀油開發后期二次開發可行性研究

郝少勤

摘 要：曙4714塊是一個投入開發40余年的稀油區塊，水驅開發效果較好，目前采出程度達到28.3%。但邊部受儲層發育及出砂影響，井網完善程度低，采出程度低；主體局部井網不完善區域仍有剩余油富集。本次通過井震結合、成熟配套工藝等技術研究，精細油藏地質研究尤其是剩余油分布認識的基礎上，對區塊進行水驅開發效果評價及二次開發可行性研究，取得較好效果。

關鍵詞：剩余油研究；高含水；井震結合；二次開發

1概況

曙4-7-14塊位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙四區北部，為曙四區一個次級斷塊，開發目的層為沙四段杜家臺油層，油藏埋深1200-1600m ，含油面積4.6km2，地質儲量593×104t。杜家臺油層縱向上劃分為杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ等3個油層組，其中杜Ⅱ8-11為本區主力油層。

曙4-7-14塊自投入開發以來共經歷三個開發階段，即上產階段、穩產階段、產量遞減階段。截止2017年底區塊共完鉆杜家臺油層各類井82口，已報廢13口（油井5口、注水井8口）。目前采油井42口，開井26口，日產油35.9噸，平均單井1.4噸，含水87.2%，累產油168萬噸，采油速度0.17%，采出程度28.3%，可采儲量采出程度82.3%；注水井27口，開井16口，日注水530方，累注水602方，累注采比1.09。

2、存在的主要問題

盡管區塊經過多年開發，整體動用程度較高，但差異較大。

區塊整體采出程度達到28.3%，平面上水驅控制程度達到達到85%以上，強水淹區域達到75%以上；縱向上動用程度達到85.3%。但受井網完善程度及各油層組連通程度影響，平面及縱向動用程度仍存在一定差異。

一是受井網完善程度影響，平面主體與邊部上動用差異較大。區塊主體部位注采井網完善，注采井數比1：1.41，與理論值（1：1.47）接近；邊部出砂套壞嚴重，共有采油井5口，報廢2口，目前井數3口，僅開井1口；共有注水井7口，報廢3口，目前井數4口，全部關井，井網基本廢棄。受此影響，主體部位水驅見效明顯，水驅控制程度高達92.3%，采出程度32.4%，可采儲量采出程度94.1%；區塊邊部邊部基本未形成有效水驅，采出程度僅為10.4%，可采儲量采出程度30.1%。

二是受儲層條件影響，縱向動用程度差異較大。主力油層杜Ⅱ8-11動用程度高達85%以上，其它油層動用程度均在40%以下。

3、二次開發可行性研究

主體目前可采儲量采出程度94.1%、綜合含水86%，已進入雙高開發階段。主體共有油水井65口，目前開井48口，注采井數比1：1.51，接近理論值，注采井網較為完善，水驅見效率達到92.3%，累產油156.6萬噸，目前采出程度達32.4%。

邊部先后轉注7口注水井，但僅1口采油井明顯受效，整體未實現有效水驅，投入開發以來長期低速開發，階段累積產油11.3萬噸，綜合含水只有66%。區域處于停產停注狀態。受油水井嚴重出砂影響，邊部6口油井目前僅開井1口，導致開發效果差，階段累采油只有11.3萬噸，采出程度僅為10.4%。受所處開發階段及井網完善程度影響，邊部僅早期注水井區域處于中淹，78%的區域仍處于弱淹或純油藏。

區域邊部含油面積1.0km2，地質儲量109×104t。歷史上完鉆各類井12口，投產油井10口，投注1口。目前共有采油井3口，開井1口，日產油1.7t，累產油11.3萬噸，采出程度10.4%；注水井7口，目前全部關井，累注水76.9萬方，累計注采比2.68。

3.1區域油層具有一定厚度

區域平均油層厚度11.9m。其中西部13.1m，東部在5m以下。

3.2產能落實

部生產過杜家臺層位井9口，初期日產油114.3t，平均單井12.7t。累產油11.3×104t，平均單井1.3×104t。其中5口井生產正常，有較高產能。

油層有一定厚度時，可取得較高產能。射孔厚度大于6.8m時，初期日產油達到9.6噸，累產油可達到1.8萬噸。射孔厚度大于6.8m時，5口井正常生產。初期日產油在9.6噸以上，除1口井轉注外，4口井累產油在1.8萬噸以上。另有3口井受出砂、出水影響低產。

3.3注采井網完善后可見到一定注水效果

區域有3口注水井明顯見效。曙4-7-13井注水，曙4-7-011井見效。曙4-7-011井1981年10月投產，初期日產油17.4t，受曙4-7-13注水見效，階段產量穩定，截止1988年6月因出砂套壞關井，階段累產油1.8萬噸。2013年7月側鉆后，無注水能量補充，目前日產液3.5t，日產油1.7t，含水51.4%。

3.4防砂技術取得較大進展，為調整取得技術保障

近年來針對曙三區出砂嚴重的實際情況，開展了直井系列防砂技術研究與實踐，取得較好效果。目前通過采用大套管完井、防砂射孔、先期排砂、深部壓防、管理控砂等系列防砂技術，已實施新井130口，目前平均單井生產時間長達5年以上，套損率只有5.4%，平均單井檢泵周期達到185天。

與曙三區對比，曙4714塊泥質含量較低，出砂狀況較弱，采用直井系列防砂技術應完全滿足曙4714塊開發需求。

4、二次開發井網調整

根據儲層發育特點，依托現有井網，進行調整部署。原則上部署區域油層厚度大于8m、部署井距離斷層50m以上、依托現有井網，井距200-250m、單井控制地質儲量大于4×104t。整體部署調整井14口，采用250m井距面積井網，完善注采井網5個。

5、認識

本次針對油藏特點及開發矛盾，開展效果評價，尤其是剩余油分布研究及產能落實清楚，是二次開發可行性成功研究的關鍵。該區塊的成功井網調整，是稀油老區二次開發的典型，對整個油田類似區塊后期井網調整具有借鑒意義。