遼河油田開發技術思考與建議

武 毅

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

遼河油田歷經40余年的開發探索與實踐，初步形成了適合其復雜油藏地質條件及稠油油藏特點的水驅、化學驅、蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、火驅等開發技術，但隨著油田開發進入中后期，各種開發矛盾日益凸顯，千萬噸穩產目標面臨挑戰。因此，在充分考慮成本與效益的前提下，深入分析油田開發技術需求，提出精細注水、化學驅、注氣開發、蒸汽驅、SGAD、火驅、蒸汽吞吐等開發技術的下步攻關方向和技術對策，為遼河油田“十三五”保持千萬噸穩產提供技術支撐。

1 目前開發形勢

1.1 建產難度加大與儲備豐厚并存

“十二五”期間，遼河油田89%的探明地質儲量為低滲透和特殊巖性油藏，新區資源品質逐年變差，低滲—特低滲、特殊巖性油藏成為主要建產目標，新井初期單井日產油持續下降，產能建設難度逐年加大。近年來，通過強化新區預探評價、深化老區滾動勘探和推進低品位合作開發，新增探明儲量近1×108t，為油區持續發展提供資源保障。其中，月東油田在重新落實構造、油水關系、儲量的基礎上，部署加密調整井77口，高峰期年產油達到54×104t/a。

1.2 控制遞減率難度增大

目前遼河油田稀油、高凝油主力油田進入特高含水期，可采儲量采出程度大于80%，蒸汽吞吐稠油油藏處于較高周期，平均達到12.3個周期，高成本產量比例持續增加，油田控遞減保穩產難度增大。面對開發存在的問題，通過樹立開發新理念，積極轉換開發方式，老油田仍具有進一步提高采收率的空間。

1.3 開發技術達到瓶頸階段

遼河油田深度開發面臨剩余可采儲量逐年降低、現有開發方式適應性差、高成本與低效益的矛盾等技術瓶頸，要積極發揮開發理論的指導作用，發揮開發技術的助推作用，大力開展各類開發先導試驗。目前遼河油田開發方式轉換井組690個，年產油為307×104t/a，年增油達到196×104t，通過儲備開發接替技術，以科技優勢彌補資源劣勢。

1.4 油價低迷影響生產經營

受國際油價大幅下降的影響，遼河油田2015年剩余經濟可采儲量比2014年下降54.3%，合作開發油田產量規模受到不同程度影響。面對低油價對生產經營的沖擊，樹立管理出效益理念，創新產能建設和開發管理模式，精細開發管理，實現降本增效。2015年通過優化方案設計和工藝流程，實施鉆井、地面建設標準化，節約投資5.8×108元，其中，奈曼油田老區產能建設實行市場招標，鉆井費用下降35.6%。

2 油田開發技術進展

2.1 稀油開發

遼河油田稀油油藏包括中高滲砂巖油藏、低滲透砂巖油藏、特殊巖性油藏，“十二五”期間，針對不同類型油藏地質特點，開展精細油藏描述攻關研究，形成了低級序小斷層識別、單砂體構型表征、單砂體剩余油定量描述等新技術。針對中高滲油藏“雙高”階段的開發矛盾，細分單元，改變單一開發方式，形成分層開發、二三結合、聚合物-表面活性劑二元驅等開發技術。錦16塊聚合物-表面活性劑二元驅試驗日增油為250 t/d，綜合含水下降15.1個百分點，采收率提高15.5個百分點[1]，達到45.0%。針對低滲透油藏難以建立有效驅替系統的問題，采用縫網匹配設計，同步防膨注水，實現低滲透油藏有效注水[2]。奈曼低滲油田開發設計采用菱形注采井網，取得較好注水效果，年產油達到10×104t/a，并穩產5 a。針對特殊巖性油藏能量難以補充的問題，探索形成潛山裂縫預測、復雜結構井設計、注氣立體開發設計等關鍵技術。在興古7塊開展氣驅試驗，年遞減率降低10個百分點，階段增油2×104t，有效改善了油田開發效果[3]。

2.2 稠油開發

遼河油田稠油油藏具有埋藏深、儲層類型多、油品性質多樣的特點，“十二五”期間，針對不同油藏類型特點，開展熱采儲層油藏描述攻關研究，形成了熱采儲層變化規律、厚層隔夾層精細描述、儲層分類評價等新技術。針對中深層稠油油藏蒸汽吞吐采收率低的問題，自主研制大型多功能高溫高壓三維比例物理模型，創新蒸汽吞吐、蒸汽驅、蒸汽驅輔助重力泄油聯動相似理論，形成以中深層稠油蒸汽驅、重力泄水輔助蒸汽驅、驅泄復合SAGD為主的大幅度提高采收率新技術，稠油轉換方式深度界限拓展至1 400 m，采收率提高20.0～30.0個百分點，達到60.0%～65.0%。針對中深層稠油蒸汽吞吐油藏成本高、開發效果差的問題，形成電點火、多層火驅油藏工程設計、火線前緣動態描述等關鍵技術。杜66塊已實施井組98個，火驅日增油為347 t/d，空氣油比為936 m3/t。針對蒸汽吞吐油藏吞吐周期高、油汽比低的問題，發展完善組合式吞吐、氣體輔助蒸汽吞吐技術，杜80塊試驗區周期油汽比提高0.02～0.05，顯示出良好的應用前景。

3 開發技術需求與挑戰

3.1 精細注水技術

受注水開發油藏地質特點、開發特征影響，遼河油田注水開發面臨不同的技術挑戰。中高滲油田大多已進入高、特高含水期，注入水在油層中形成優勢通道，無效循環不斷加劇，無效吸水量達到28.5%，剩余油不能得到有效動用，操作成本不斷增加，中高滲油田年無效注水費用近8 000×104元。低滲油田受儲層非均質性強、水敏性強等影響，加之注采井網與儲層匹配性差，普遍造成高壓停注現象，難以建立有效的驅替系統，油井低產低液，平均采油速度僅為0.33%，水驅效果較差。特殊巖性油藏多采用常規注水開發方式，初期見到一定注水開發效果，但受儲層裂縫發育、非均質性強影響，注水開發水竄嚴重，階段采出程度僅為15.8%，探索有效接替開發方式迫在眉睫。

3.2 化學驅技術

遼河油田油藏類型多樣、油品性質復雜，化學驅配方適應性差，研制難度大。目前，Ⅰ類油藏厚層、特強水淹區礦場試驗正在進行，Ⅱ類油藏礦場試驗剛剛啟動，仍處于攻關階段[3]。錦16塊聚合物-表面活性劑復合驅降水增油效果顯著，但表面活性劑單價較高，是大慶油田的2.2倍，化學驅操作成本為1 316 元/t，規模推廣難度大，尤其在目前低油價下，化學驅面臨技術與效益的雙重考驗[4-7]。

3.3 注氣開發技術

目前，注氣開發仍處于探索試驗階段，低滲層狀砂巖油藏、特殊巖性油藏注氣試驗雖取得階段效果，但注氣井組均不同程度出現氣竄現象，試驗井組上傾方向油井氣體突破時間為30～60 d，油井氣竄后產量迅速遞減，氣驅試驗保(提)壓與氣竄并存。因此，急需在深入認識氣驅開發規律的基礎上，開展減緩氣竄、復合氣驅技術攻關。

3.4 蒸汽吞吐技術

蒸汽吞吐技術仍是遼河油田稠油開發的主體，其年產油量占稠油總產量的60%，但目前吞吐稠油已進入開采后期，平均達到14個周期，可采儲量采出程度達到84.6%，地層壓力已降至1～3 MPa，年油汽比為0.29。通過前期篩選評價，遼河油田適合轉換開發方式的稠油儲量占熱采稠油動用儲量的45.6%，但目前僅16.6%的儲量已開展開發方式轉換，仍有29.0%的儲量瀕臨吞吐開發極限，急待技術轉型升級。

3.5 蒸汽驅技術

蒸汽驅技術為稠油蒸汽吞吐后的主要接替技術，已在地質條件較好的I類油藏規模應用，在油藏埋藏更深、黏度更大、多發育邊底水的II類油藏開展先導及擴大試驗，取得了較好開采效果。Ⅰ類油藏目前處于蒸汽驅剝蝕調整階段，受到層間、層內非均質性的制約，部分井組縱向動用程度差異較大，常規反九點井組難以形成有效蒸汽驅替；Ⅱ類油藏受埋深及原油黏度的制約，注入井底蒸汽干度低、油藏操控壓力高，蒸汽驅在一定條件下轉變為高溫熱水驅，效果變差， II類油藏井網、注采參數設計技術急待完善。

3.6 SAGD技術

SAGD技術是超稠油油藏蒸汽吞吐后提高采收率的主體技術，已在遼河油田杜84塊館陶組、興VI油層推廣應用，取得了較好的開采效果，但受地質條件的制約，蒸汽腔發育不均勻，效果差異較大。館陶組油層為厚層塊狀邊、頂底水油藏，轉入SAGD開發后，主體部位蒸汽腔高度為40～60 m，距離頂水僅20～30 m，其他區域蒸汽腔高度為20～30 m，按目前7～8 m/a的蒸汽腔上升速度，預計蒸汽腔在2～3 a后接近頂水，造成頂水下竄，整體均衡調控汽腔，有效控制頂水下竄成為下步首要任務[8]。

3.7 火驅技術

火驅技術具有適用范圍廣、成本低、采收率高的技術優勢，目前已在多層、厚層油藏開展規模試驗，取得初步效果，但該技術仍處于探索研究階段，面臨諸多問題及挑戰。杜66塊薄互層油藏，受儲層非均質性的制約，火線優先向物性好、壓力低的方向或小層推進。先導試驗火線推進距離為12.8～76.2 m，縱向上火驅動用程度僅為64.5%，提高縱向動用程度，改善燃燒狀態是目前急需解決的問題。高3-6-18塊為厚層塊狀普通稠油油藏，火驅過程中縱向超覆嚴重，上部油層動用好，下部油層動用差，平均燃燒厚度僅占油層厚度的29.9%，下步需重點探索改善厚層油藏火驅新技術[9]。

4 油田開發技術對策

4.1 注水開發技術

以地震資料精細采集處理為前提，開展精細油藏描述，斷層、斷距識別精度提高到5 m，儲層預測精度精細到3 m，建立三維儲層模型。針對中高滲砂巖油藏大多進入高、特高含水期的特點，重點開展無效水循環識別與治理，分類分級量化描述水流優勢通道，通過完善注采井網、精細注采結構、重選注入介質、優化注采參數等對策，控制無效循環，提高注水效率。低滲油藏結合儲層改造開展儲層分類評價，針對低滲老區目前注采井網適應性差等問題，結合沉積及裂縫特征，重選方式、重組層段、重建開發井網；低滲新區按照油藏、工藝、地面一體化設計，開展直井控制、水平井開發、大井叢集約化建井，構建效益開發新模式。

4.2 化學驅技術

針對不同油藏特點，總體按照“優選一元聚驅，深化二元驅、強化弱堿三元驅”的技術思路，著重開展原油組分與表面活性劑配伍性、不同類型油藏表面活性劑主劑優化等研究，研制適應遼河油田特點的廉價高效化學驅配方體系。持續開展中高滲厚層油藏、高凝油油藏、普通稠油以及Ⅱ類油層化學驅試驗，逐步擴大實施，實現低成本化學驅技術規模應用。遼河油田具備化學驅潛力的石油地質儲量為1.55×108t，預計增加可采儲量0.209 3×108t。

4.3 注氣開發技術

為有效解決潛山油藏注氣開發氣竄、低滲油藏單一氣驅方式難以有效改善開發效果的問題，針對油藏特點，按照補能與驅油并重的技術思路，完善潛山內幕裂縫描述技術，建立裂縫預測定量化研究方法，裂縫描述符合率達到85%。建立有利儲層劃分標準，實現潛山內幕儲集體三維可視化。深化氣驅試驗開發規律認識，攻關注氣開發評價及減緩氣竄調控方法，有效改善氣驅開發效果；開展低滲儲層復合氣驅機理研究，攻關形成以氣水組合、輔助泡沫、輔助凝膠驅的復合氣驅開發技術，持續擴大氣驅試驗應用規模。通過評價，遼河油田適合注氣開發石油地質儲量為2.77×108t，預計采收率提高10～20個百分點。

4.4 蒸汽驅技術

針對Ⅰ、Ⅱ類油藏蒸汽驅開發面臨的關鍵問題，重點攻關Ⅰ類油藏蒸汽驅中后期調整技術、Ⅱ類油藏個性化設計技術。Ⅰ類油藏研究滲流屏障突破的技術條件和界限，實施層段重組、介質重組、井網重構、儲層改造等配套對策[10]，針對剝蝕調整階段非主力層動用的技術難題，開展間歇汽驅、熱水驅、火驅攻關，提高后蒸汽驅時期開采效果[11]。重新建立Ⅱ類油藏轉驅實施篩選標準，重點攻關井組個性化設計技術，縱向優選驅替層段、平面優化實施單元，優化回形井網、直平組合井網等蒸汽驅井網，落實Ⅱ類油藏轉驅潛力，提高Ⅱ類油藏采收率。

4.5 SAGD技術

針對超稠油SAGD開發蒸汽腔發育不均勻的問題，重點攻關預防頂水下泄控制技術、非烴氣輔助SAGD技術[12]。開展館陶油層瀝青殼精細描述，研究邊、頂、底水突破臨界條件，實施分段SAGD，促使平面蒸汽腔擴展，延長SAGD開采時間[13]。深化非烴氣輔助SAGD開采機理研究，明確非烴氣減緩汽腔上浮、擴大平面蒸汽波及作用機理，建立非烴氣實施技術界限，重點優選注入介質，優化實施時機、方式、層段，配套完善注入工藝，為SAGD后期提高油汽比、擴大蒸汽波及體積提供技術準備[14-15]。

4.6 火驅技術

針對多層油藏火線波及不均、厚層油藏火線超覆的問題，重點攻關多層火驅火線前緣綜合調控技術、厚層火驅井網優化設計技術。形成火驅地質體分類評價標準，建立火驅調控技術界限，改善火驅燃燒狀態。按照“重新評價、重構井網、重組層段、重選參數” 的技術思路，開展厚層油藏隔夾層精細描述、連續油層厚度追蹤研究，攻關分段火驅、直平組合火驅、火驅輔助重力泄油等關鍵技術，以期改善厚層火驅開發效果。

針對水淹油藏蒸汽吞吐后下步開發方式不明確的問題，開展水淹層油藏火驅技術攻關。物理模擬表明，當含油飽和度為30%、含水為70%時，可實現穩定的高溫燃燒(圖1)，驗證了其開發的可行性。下步重點為深化水淹油藏火驅機理研究，建立燃燒控制技術界限，優化井網組合，個性化點火及注采參數設計，最終形成水淹油層火驅開發配套技術[20]。

圖1 水淹油藏火驅物理模擬溫度場

4.7 蒸汽吞吐技術

針對蒸汽吞吐中后期產量遞減快、油汽比低及邊、底水侵入嚴重等問題，開展非烴氣輔助吞吐技術攻關，深化非烴氣輔助吞吐開采機理研究、建立不同非烴氣介質實施技術界限，平面分單元、縱向細分層，依據油層動用程度劃分潛力區，分區域選取不同非烴氣介質，如氮氣、二氧化碳等，個性化設計關鍵參數，延緩蒸汽吞吐遞減，提高蒸汽吞吐開發效益。

5 結論與建議

(1) 遼河油田已初步形成適合復式油氣藏特點的水驅、化學驅、蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、火驅開發技術系列，實現了開采技術的集成與配套，稀油整裝油藏采收率達45.0%，稠油熱采油藏采收率可達60.0%～65.0%。

(2) 遼河油田復雜的油藏地質特點決定了單一的開采技術、井網形式具有局限性，開發面臨油藏地質、開發技術、操作成本等諸多挑戰，探索建立適應油藏特點的低成本、高效益開發技術成為必然需求。

(3) 注水開發技術仍是稀油油藏開發的主體技術，需要細化開發單元、重組開發層段、精細調整注采結構。化學驅、注氣開發作為稀油油藏轉換開發方式接替技術，需要攻關低成本化學驅、復合氣驅等技術，實現規模應用。

(4) 多介質復合汽驅、SAGD、火驅、多介質輔助蒸汽吞吐技術具有成本低、采收率高、適用范圍廣的特點，其復合作用機理可進一步改善熱采稠油開發效果，已成為遼河稠油開發方式轉換接替方向。