稀油老區開發后期井網調整部署研究

【摘要】曙2-6-6塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段，主要開發層位為杜家臺油層，油品為稀油。經過40多年的注水開發，目前井距為200-250m，整體上普遍注水見效。目前采出程度達43.9%，目前方式下區塊預測水驅采收率48.05%。但受儲層、井網、水驅效果影響，區塊平面上存在注水受效不均等問題。本次在研究區塊西部縱向動用不均的前提下，重新落實區域剩余油分布規律，并結合現有井網，進行調整部署研究，提高區塊西部開發效果。

【關鍵詞】稀油 ??注水開發 ?動用不均 ?剩余油分布 ???改善開發效果

一、研究背景

曙2-6-6塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段。構造形態為一被斷層復雜化的單斜，大體上有西北向東南下降的趨勢。開發目的層為杜家臺油層，油藏埋深1890-2260m，含油面積4.79Km2，地質儲量871×104t，可采儲量374 ×104t，油層平均有效厚度19.6m，油藏類型為構造-巖性油藏。

儲層為扇三角洲前緣亞相沉積，油層分為3個油層組（杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ），10個砂巖組及30個小層。儲層砂體最大厚度為99.6m，最小5.6m，平均41.06m。主要發育杜Ⅱ組。儲層中孔、中高滲，碳酸鹽含量中等，泥質含量高。油層發育受構造和巖性雙重控制，平面上連片分布，主體部位厚度較大，邊部變薄，向東逐漸過渡為水層。主要發育杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三個油層組。其中杜Ⅰ組、杜Ⅱ組油層全區分布，為主力油層組;杜Ⅲ局部發育。杜Ⅰ組為油層，杜Ⅱ組為邊底水油藏，油水界面在-2200m左右，杜Ⅲ油水界面不統一。

區塊自1976年開始采用一套層系注水開發，經過兩次井網調整，目前為200-250m不規則面積注采井網。截止調整部署前，區塊目前共有采油井57口，開井42口，日產油56噸，平均單井1.4噸，含水91.8%，累產油382.6萬噸，采油速度0.2%，采出程度43.9%;注水井31口，開井19口，日注水390方，累注水2333萬方，累注采比1.18。

二、調整潛力分析

曙2-6-6塊開發整體取得較好效果，但受儲層、井網、水驅效果影響，西部開發效果相對較差，仍具有一定調整潛力。曙266西部與主體對比注采井網不完善，井網控制程度低，注采井數比0.4;油井開井率低，為57%，注水井開井率低，僅為33%;采出程度24.7%。區域注水與主體對比見效差，曙266主體水驅控制程度高，水驅效果好，油井普遍受效，雙向及多項受效比例為89%;而西部井區注水見效差，以單項受效為主，雙向及多項受效比例僅為36%。

一是具備一定物質基礎

區塊目前整體采出程度43.9%，但平面動用不均，主體采出程度達48.8%;西部井區采出程度僅為24.7%，具有井網調整潛力。按目前西部區域預測最終采收率僅為33.2%。

二是油井具有一定產能

1、油井初期產能高，單井累產油高;曙2-6-6西部井區歷史上共投產油井31口，平均初期單井日產油23.3t，單井累產油1.7萬噸。其中加密三次，末次加密14口，平均初期單井日產油12t，單井累產油1.1萬噸，目前日產油2.9t/d。

2、物性差的儲層仍具備一定產能。2018年以來對區域兩口井，低阻油層進行挖潛，取得一定效果。區域解釋厚度在1m以下，RT在5歐姆左右的低阻薄層還有14口井，36.1m/42層，仍具備一定的產能。

三是具有水驅調整的基礎

1、早期井距大于350時，注水見效不明顯;斷層邊部儲層發育較差，井距大于350m時注水見效不明顯;注水井杜10、曙2-5-01、曙2-5-001井注水后，周圍無明顯見效油井，有注無采，后期因注水壓力高注不進關井。

2、井距在250m內，注水見效明顯，油井累產油高。二次加密后井距變為250m，曙2-5-003、曙2-5-04、曙2-4-002井注水后，見效油井曙2-5-001、杜10、曙2-5-03等取得較高產量，單井累產量達7.2萬噸。

3、分層注水可提高縱向動用程度。1993年11月對曙2-5-4井進行分注后，吸水剖面顯示杜Ⅰ組吸水量增加，鄰井曙2-06-05油量上升。

四是具有較高地層壓力。曙266區塊主體累積注采比1.08;邊部注采比高達1.49，區域目前地層壓力15.5MPa，壓力系數0.83，保持了較高的壓力水平。

五是水淹程度較低。區塊西部縱向儲層條件差異較大，導致縱向上水驅效果差異較大。縱向上各砂巖組吸水量分布不均。杜Ⅱ1-4吸水好，動用程度達到72%以上， 而杜Ⅰ組較差。杜Ⅰ組：油層物性差、厚度薄、吸水能力弱，部署區域基本均為弱淹區，僅局部井組水驅效果好，剩余油連片分布。杜Ⅱ組：杜Ⅱ1-4、杜Ⅱ5-7水淹程度較高，杜Ⅱ8-11水淹程度相對較低，存在低水淹區。

三、調整部署方案

立足于重建曙2-6-6西部注采井網，在充分利用老井的前提下，完善注采井網6個，部署新井5口，側鉆井2口，大修1井次。在西北部斷層邊部低水淹區挖潛新井2口，側鉆井1口。

四、經濟效益評價及效果

本次7口新增部署井預測單井平均進尺2100 m，3口側鉆井預測平均單井進尺700m。根據曙2-6-6西加密井年度生產規律，新井平均日產取3.3t，從第四年開始年遞減率在3%左右。10口直井，單井日產能力3.3t，年建產能990t。15年累產油達11萬噸，平均單井產油1.1萬噸。平均單井投資 659萬元，財務凈現值 78萬元，投資回收期 8.1年，內部收益率8.84%。

參考文獻：

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作者簡介：黃曉靜，男，1984年1月出生于安徽巢湖，漢族，工程師，2006年畢業游中國石油大學（華東），現于中國石油遼河油田分公司曙光采油廠地質研究所從事產能建設工作。

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