曙光油田低品位儲量二次開發技術研究與應用

張振東

摘 要：曙光油田主力區塊已進入蒸汽吞吐開采后期，油藏采出程度高、剩余油高度分散、挖潛難度越來越大，后備資源不足成為制約油田發展的瓶頸，如何經濟有效的開發低品位儲量已成為曙光油田200萬噸穩產的重中之重。近年來，秉承“二次開發”、“分層開發”等開發理念，綜合利用VSP測井、地震精細解釋、儲層評價等多種技術手段，在重構地下認識體系基礎上，通過強化試油試采，重新評價二次開發潛力，并根據油層發育特點，分區分井型進行井網重構，在實施過程中采用了適應油藏特點的工藝配套措施，保證二次開發效果。共在杜210、杜48杜0、杜68、杜413、曙11763共5個稠油低品位區塊部署油井83口，動用地質儲量1554萬噸，實現了曙光油田低品位儲量的有效開發。

關鍵詞：儲量；低品位；二次開發；地下認識體系；油藏

曙光油田是一個開發近40年的老油田，構造簡單、儲層發育穩定、易開發的優質儲量在早期投入開發，可采儲量采出程度平均達到85%以上，受地質條件、早期認識及技術條件限制，低品位儲量未得到有效開發。隨著石油工業研究技術理論的提高、開發理念的創新及先進工藝技術的逐步普及，使低品位儲量的二次開發成為可能。

2009年以來綜合利用VSP測井、地震精細解釋、儲層評價等多種技術手段，秉承了“二次評價”、“二次開發”、“分層開發”等多種開發新理念，率先對稠油老區低品位儲量進行二次開發研究實踐，取得突破。共在杜210、杜48杜0、杜68、杜413、曙11763共5個稠油低品位區塊部署油井83口，動用地質儲量1554萬噸，實現了低品位儲量的有效開發。

1 概況

曙光油田石油地質儲量4.2×108t，其中低品位油藏1.12×108t，占26.7%，2009年曙光油田原油產量204×104t，低品位儲量產量18.91×104t，只占到9.3%，2009年底曙光油田采出程度20.4%，低品位儲量油藏采出程度只有7.50%，有很大挖潛空間。

曙光油田低品位儲量分布范圍廣，油藏類型多樣，主要可分為4種油藏類型：A低孔低滲透砂巖油藏；B復雜斷塊油氣藏；C薄層稠油油藏；D易出砂稠油油藏。

2 低品位儲量開發難點

2.1 地質體認識程度偏低

1）構造認識程度低。早期對構造的認識基于完鉆井鉆、錄、測資料及二維地震資料，由于受技術發展過程的影響，早期地震資料品質差、分辨率低導致區塊層位標定、構造解釋不夠精細，對構造認識簡單，對次級斷層及微構造的認識欠缺。在簡單的構造背景下，區塊油水關系復雜。

2）儲層含油性不清。杜48塊杜0組，部分油井儲層解釋結論與生產結果偏差較大。例如：曙1-50-021井16號層電阻率8Ω·m，孔隙度14.8%，測井解釋為水層，2012年5月單獨射開16號層，常規試采不出，后注汽1000t，初期日產液10.1t，日產油6.3t，累計生產44.4d，累產油149.5t。證實該層仍具有一定生產能力，應解釋為油層。

2.2 單一的直井開發井網無法實現油藏高效開發

1）儲層橫向變化快，限制了直井開發井網的完整性。杜48塊杜0組油層受砂體和物性控制，分布極不穩定。曙1-52-022井杜0組油層有效厚度29.5m，而與其相距不到200m處的曙1-52-020井油層厚度僅2.9m。因油層存在的平面分布的不連續性，直井無法動用薄油層儲量，使之無法形成完整的開發井網。

2）油層厚度小，限制了直井開發效果。杜210塊邊部與沉積主體部位對比，油層厚度小，開發效果差。區塊地質儲量1338×104t，采出程度24.91%，其中主體部位地質儲量1148×104t，采出程度27.86%，南部地質儲量190×104t，采出程度只有6.28%。表明該區域因油層厚度變小，直井吞吐效果差，不適宜采用直井開發。

3）邊底水發育程度限制了儲量的有效動用。曙11763井區含油面積0.3km2，儲量26×104t，油層厚度最大12.0m，最小3.0m，平均6.2m，油藏類型為底水油藏，若采用直井開發，油層沒有足夠的避開底水厚度。

2.3 油藏條件對工藝技術提出了更高要求

受宏觀區域沉積背景影響，油藏表現為近源成藏特點：埋藏較淺，膠結疏松，分選差，導致油井出砂、注汽壓力高現象普遍，缺乏相應的注、采配套工藝技術。

3 對策研究

低品位儲量二次開發研究應當遵循在地質體綜合評價的基礎上，科學油藏工程設計，以達到二次開發經濟有效目的。

3.1 持續深化油藏認識，重新構建地下體系

針對低品位儲量區塊地質體認識程度低，構造復雜、油水關系復雜特點，應用三維地質勘探、測井評價技術等新技術，開展構造、儲層的綜合研究。

1）“井震”結合，精細構造解釋。近幾年來，由于地震采集、處理和解釋技術的提高，高分辨率的地震技術得到廣泛應用，形成了一整套成熟的構造解釋技術。杜68塊是一個斷層數多，斷層組合復雜區塊，斷層的組合和特征對成藏起非常重要的作用，杜68塊應用精細三維地震資料重新落實構造后，斷層組合發生變化，數量也有所增加；內部形態也更加復雜，在中部發育鞍形低部位。在新的構造背景下，區塊油水分布更加合理，符合了油藏成藏規律

2）集成應用多種技術手段，精細儲層研究。（1）應用三維地震資料，追蹤儲層展布。部分低品位區域，井控程度較低，鉆測井資料較少，常規手段，追蹤儲層困難較大，精細三維地震資料的較高品質，大大提高了對儲層預測的準確性。杜413塊杜家臺油層杜O組、杜210塊大Ⅱ11層只在局部發育，儲層發育的區域在地震剖面上振幅較強，連續性較好，地震同向軸較多，通過地震資料準確預測了儲層的展布。（2）測井二次解釋評價，明確儲層含油性。針對杜48塊杜0組儲層認識上的偏差，根據試油和生產數據，對區塊杜0組儲層進行重新分析，開展測井資料二次解釋研究，明確儲層含油性，確定油層最小電阻率為8Ω·m，最小孔隙度14%，完善了油水關系圖版。

3.2 不斷加強試油試采，重新評價二次開發潛力

低品位儲量油藏大都存在物性差，出砂等開發矛盾，受早先配套工藝技術條件限制，早期生產能力不能代表儲層真實產能，不斷加強試油試采，重新評價油層潛力。

杜68塊曙1-36-56井于1995年10月完鉆，有效厚度15.6m，因油層厚度小，一直沒有投產，試采采用高壓蒸汽鍋爐注汽，以提高注汽效果，注汽壓力19.1MPa，注汽干度75%，注汽量1800t，初期日產液13.2t，日產油8.2t，生產34d，因套壞關井，累產油112t，停產前日產油7.8t，證明儲層有較高的生產能力。

杜48塊杜家臺油層采用一套層系、100m熱采吞吐井網，早期共有26口井杜0組與下部主力油層合采，累積產油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組與下覆其它油層組相比油藏條件差，限制了杜0組油層的有效動用。2009年開始相繼對杜0組油層進行單獨試采，證明儲層有一定產能：15口井平均吞吐周期5.9，累積注汽21.4×103t，累積產油5.98×103t，油汽比0.28.前三周期平均單井累產油1749t，日產油4.4t，油汽比0.32。

3.3 深入應用二次開發理念 重新規劃井網結構

常規傳統的直井開發技術，難以適應低品位儲量油藏二次開發需要。隨著鉆井技術，尤其是水平井鉆井及配套技術的逐步成熟完善、成本的降低，重建井網結構，提高低品位儲量油藏的開發水平成為一種可能。

根據油藏發育條件，采用不同井網井型進行井網重構。

1）井型的選擇：水平井：平面上有一定分布范圍（>200m），縱向有一定油層厚度（>4m）；直井：A：油層疊加厚度較大（>25m）B：需進一步落實儲層展布區域C：斷層邊部構造變化大區域。

2）層系劃分。水平井部署區域均發育穩定泥巖隔層，適宜分層開發調整，每一個小層為一套開發層系，獨立開發。直井采用一套開發層系。

3）井網、井距。考慮儲量豐度偏低，井距主要根據控儲需要（直井單控儲量大于4.0×104t，水平井單控儲量大于5.0×104t）及結合曙一區吞吐半徑，水平井選用100～120m井距、直井選用141×141m井距。

4）部署結果。共部署油井83口，其中水平井42口，直井41口，控制地質儲量1047×104t（表1）。

5）經濟評價。在8年評價期內，原油價格按65美元/桶計算，企業內部收益率都在15%以上，遠高于股份公司企業內部收益率8.4%的最低標準。

3.4 全面優化配套技術，保障油藏高效開發

1）鉆完井工藝優化。水平井可以增大泄油面積，改善滲流能力，降低生產壓差，對抑制地層出砂具有較明顯作用，采用普通的割縫篩管基本可以滿足需要，但對出砂較嚴重、粒度較細的區域采用了梯縫篩管（表2）。

直井采用“TP120外加厚套管完井+防砂射孔+壓防”及防砂預控管理系列配套防砂措施，防砂效果明顯。

2）注采配套工藝優化。針對低品位儲量油藏油井注汽壓力高、遞減快特點，為提高生產效果，完善了稠油“注燜放下采”的全過程管理，形成了低品位儲量的采油工藝配套技術。

4 實施效果

截至2017年12月底，共實施油井48口，水平井23口，直井25口。

日產油、采油速度均有大幅提升。日產油由開發前的49t，上升到最高267t，采油速度由0.17%上升到0.93%。

5 結論

1）井震結合等多種地質體刻畫手段，重構地下認識體系是低品位儲量開發的基礎。

2） 依托水平井等成熟開發技術，重新評價油藏潛力是低品位儲量二次開發前提。

3）針對油藏特點及開發矛盾，精心設計、優化部署，是低品位儲量有效開發的關鍵。

4）優化了實施方案及采油工藝方案、采用適應油藏特點的開發模式是低品位儲量實現有效開發的保障。

參考文獻

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