洼38塊難動用儲量評價及開發調整實踐

樊瑞

摘要：洼38塊難動用儲量512.6萬噸，因油井出砂嚴重、注汽壓力高，區塊開發停滯10年；通過水平井開發、老井復產，區塊以小于0.2%的采油速度低速開發9年，開井率16.7%，日產油16噸，采出程度4.3%。通過開展地質體精細刻畫、開發動態評價等工作，深度剖析制約區塊開發效果的主要原因；通過實施井網調整、復合防砂、高壓注汽等關鍵技術，區塊開發效果明顯改善，采油速度提高6.5倍，實現了難采儲量的整體有效動用。

關鍵詞：稠油油藏；難動用儲量；復合防砂；高壓注汽

1 油田基本情況

小洼油田洼38塊構造上位于遼河斷陷盆地中央隆起南部傾沒帶的北端，其西以大洼斷層與清水洼陷相臨，處于大洼斷層的上升盤；東北以洼38斷層與洼60塊相連；東部為中央隆起，向南逐漸傾沒。洼38塊含油面積為8.9km2，地質儲量3224×104t，其中洼25-新12塊、洼79井區為難采儲量區塊，分別位于洼38塊東北和西南邊部，為受斷層控制的斷鼻和單斜構造，含油面積2.06km2，地質儲量512.6×104t，開發目的層均為東三段，油藏埋深1300～1390m，油層厚度15～20m，50℃地面原油粘度34400mPa.s，為深層特稠油油藏。

2 難動用儲量評價

2.1 儲層特征分析

兩個難采區塊構造相對簡單且平緩，區塊內部均無斷層發育。洼25-新12塊為三角洲前緣亞相沉積，主要發育水下分流河道、前緣薄層砂，洼79井區為三角洲前緣亞相沉積，主要發育河口沙壩、前緣薄層砂沉積微相。受此影響儲層砂體變化較快，油層多且薄，砂地比0.28，每百米油層數14.2個；平均孔隙度25%、滲透率1105mD、泥質含量18%、粘土成分以伊蒙混層為主，占比71%、細砂+粉砂含量83%、粒度中值0.17mm，與主體部位相比，孔隙度、滲透率略差、泥質含量高9%、細砂+粉砂含量高22%。

2.2 開發動態評價

難采儲量區52%的老井初期日產油大于5t，平均5.5t，且油層厚度大、儲層物性好的區域產能高；油井初期周期效果差，平均注汽壓力高達17MPa，注汽干度僅為36%，熱損失較大，嚴重制約生產效果，周期生產時長36天、產油量181t，油汽比0.13，回采水率21.4%。難采區儲層膠結松散、巖性細，同時原油粘度約為主體部位的5倍，流動阻力增大，對儲層骨架顆粒的沖擊力與拖拽力也更強，導致生產過程中易出砂，難采區所有油井均出砂，平均單井出砂量9.1方（最大21.9方），平均檢泵次數8.1次（最多27次），平均單次出砂量1.5方（最高4.2方），平均檢泵周期12.9天。不同區域泥質含量差別較大，直接影響油井出砂量，進而導致單井產能存在差異，總體表現為泥質含量低，產能高，其中泥質含量小于20%區域，油井單次出砂量小于1.0方；泥質含量20～30%區域，油井單次出砂量1.0～2.0方；泥質含量大于30%區域，油井單次出砂量大于2.0方。對比不同類型防砂效果，壓防+篩管復合防砂實現“防擋結合”，防砂效果好。通過油藏工程研究推導經驗公式計算區塊采收率為27.8%，目前區塊總體采出程度僅為4.3%，主力小層采出程度也低于10%，動用程度較低，地層壓力保持9.0Mpa以上，具備較大的挖潛空間。

3 難采儲量動用技術研究

3.1 井網調整

針對難采區塊儲層變化快的特點，綜合考慮井網對儲量控制程度及后期開發方式轉換調整，在疊加厚度大的區域整體實施直井加密調整；對疊加厚度小、主力砂體發育的區域實施水平井挖潛。通過油藏工程計算結合鄰井注汽干擾情況分析，最終確定100m為合理井距。在油層厚度大于15m，按照100×100m井距、正方形井網，加密及擴邊部署直井開發；在油層厚度小于15m、單層厚度大于5m的區域，實施水平井挖潛；對局部井況差的油井，實施老井更新。

3.2 復合防砂

通過優化射孔、復合防砂解決油井出砂。優選物性含油性好的主力層射孔，薄差層選射，同時對射孔油層頂底各避射0.1m，射孔井段控制在40m以內，既保證油層厚度，又保證防砂效果。研究表明單一的防砂技術對稠油難采區塊適應性較差，防砂成功率低至35%，平均有效期僅25天，不能從根本上解決油井出砂、儲量無法動用的技術問題，壓防+篩管復合防砂技術可形成多級分選擋砂屏障，為確保在地層中建立有效的擋砂屏障，實施過程中增大了填砂量，填砂強度1.9m?/m，同時采用三層整體復合控砂防砂篩管，提高擋砂強度，擋砂精度0.25mm，實現了對地層砂“防擋結合”，防砂成功率92%，出砂井數及出砂量均明顯減少，檢泵周期延長至185天，單次作業出砂量降至0.2方，有效解決了難采區油井出砂、儲量無法動用的技術問題。

3.3 優化注汽

生產時間證明，稠油難采區塊吞吐需提高注入壓力、保證注汽干度、降低原油粘度，實現“注的進、排的出”。針對采出程度低、注汽壓力高的區域實施高壓鍋爐注汽，改善注汽效果，注汽壓力16.0～18.4Mpa，注汽干度由38%升至59%，周期產油量增加396噸，油汽比提高0.14。為了緩解汽竄，將相互干擾的16口井規劃為4個井組開展集團組合注汽，平均單井日產油提高25%，周期油汽比提高0.1；針對水平井單層注汽強度大、突破快，開展5井組直-平組合注汽，對應直井注汽，延長鄰近水平井生產周期100天以上。

4 結論與認識

（1）地質體精細刻畫、油藏開發動態再評價是實現難采儲量動用的基礎。

（2）合理的井網井距是實現難采儲量整體有效動用的前提。

（3）壓防+篩管復合防砂技術能夠有效解決薄層特稠油油藏出砂難動用問題。

（4）高壓注汽、組合注汽等注汽配套技術，可有效提高注汽干度、改善稠油難采區塊開發效果。

參考文獻

[1] 湯志.遼河油區難采儲量二次評價研究與實踐[D].東北石油大學.2011年.

[2] 何冠軍.疏松砂巖常規稠油油藏適度出砂提高產能基礎研究[D]. 西南石油學院.2005年.

[3] 胡常忠編.稠油開采技術.北京：石油工業出版社，1998.6.

[4] 邱寶金等.蒸汽在遼河油區特稠油注汽熱采中的實驗研究[J].特種油氣藏，2008，15（5）.

（作者單位：中油遼河金海采油廠）