高18塊深層稠油分區二次開發研究與實踐

李樹山

高18塊深層稠油分區二次開發研究與實踐

李樹山

(中石油遼河油田分公司高升采油廠，遼寧 盤錦 124125)

[摘要]高18塊開發目的層為古近系沙河街組蓮花油層Ⅰ～Ⅴ砂層組，為一受巖性-構造雙重控制的塊狀砂巖底水油藏。常規注水水竄嚴重，吞吐注汽壓力高、干度低、效果差，達不到標定采收率。在深入開展油藏地質、剩余油分布規律研究基礎上，根據儲層平面分區、縱向非均質性強的特點，制定了“主體部位重構注采井網+調驅、邊部壓裂改造+高壓注汽”的分區二次開發思路，現場試驗效果明顯，預計日產油可達230t，最終采收率達22.4%，可提高采收率7.3%。

[關鍵詞]深層稠油；低速儲量；儲層特征；剩余油分布；分區二次開發；高18塊

高18塊構造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡北端高升油田南部，開發層系為古近系沙河街組三段蓮花油層Ⅰ～Ⅴ砂層組。油藏埋深-1540～-1715m，平均有效厚度57.8m，含油面積2.25km2，石油地質儲量797×104t。1978年投入開發，1984年開始蒸汽吞吐，1991年12月轉注水，初期見到一定注水效果。1997年以后，由于井況差、注采井網欠完善、油水黏度比高、儲層非均質性強等因素制約，含水率快速上升，產量遞減加快，2007年8月區塊被迫全面停注，主要靠天然能量開采。截至2012年12月，區塊共有油井19口，開井15口，日產油34.5t，綜合含水率68.4%，采油速度0.18%，采出程度僅7.7%，處于半停產狀態。

1開發中存在的主要問題

1.1Ⅴ砂層組常規注水含水率上升快、開發效果差

Ⅴ砂層組1991年12月轉注水開發，至1992年9月形成5個較完善的210m注采井組，3個月后見到注水效果，平均單井日產油由4.2t上升至6.5t，整體產量上升到70t以上，見效油井普遍表現為液量、油量同步上升特點。2002年后受部分水井套壞停注及儲層縱向吸水不均影響，各井組水竄嚴重，含水率上升高達11%。2007年區塊全面停注前，Ⅴ砂層組日產油僅為30t，綜合含水率高達76%，采出程度僅為6.2%，達不到標定采收率[1]。

1.2Ⅰ～Ⅳ砂層組吞吐注汽壓力高、干度低，效果不理想

Ⅰ～Ⅳ砂層組主要分布在區塊東部，原油黏度較高，50℃地面脫氣原油黏度2000～4000mPa·s，主要采用蒸汽吞吐開采。受儲層物性差、黏土含量高等因素影響，吞吐注汽井口壓力普遍高達19MPa以上，高溫“四參數”顯示800m以下無干度，平均周期油汽比不足0.2；同時受非熱采完井影響，2至3輪后油井套壞嚴重。二次開發前，Ⅰ～Ⅳ砂層組共有各類井28口，其中報廢井、長停井23口，油井開井僅為5口(包括帶病生產3口)，原井網瀕臨廢棄。

2分區二次開發研究

2.1精細油藏地質研究

1)砂層精細劃分在標志層控制下，選取典型井建立骨干剖面9條。根據巖性組合、沉積旋回、分級控制方法，遵循等厚劃分對比原則，從大到小逐級對比[2]，將蓮花油層縱向上劃分為5個砂層組，同時針對厚度較大的Ⅴ砂層組再細分為3個砂層。

2)構造特征根據2口井7個方向測井資料，落實構造特征。高18塊是一個被4條斷層所圍限、內部被多條斷層復雜化的斷背斜構造，高點在高2-4-3井附近，高點埋深-1540m，構造幅度約180m。4條主干斷裂主要為北東向及近東西向，延伸較長，控制該區構造形態，內部6條北東、近東西向斷層將高18塊分割成4個次級斷塊。

3)沉積微相通過巖性組合、電性特征，結合測井解釋成果，該區蓮花油層是由中扇亞相和外扇亞相組成，物源來自東部中央凸起，呈北東～南西向扇狀分布。下部Ⅴ砂層組厚度大，為同沉積斷層強烈活動的凹槽型水下扇沉積, 主要發育扇中辮狀溝道和扇緣灘砂微相；上部Ⅰ～Ⅳ砂層組較薄，分布范圍較小，粒度相對較細，并含有少量牽引流沉積構造，反映出緩坡型水下扇的特點，主要發育辮狀水道間和扇緣薄層砂微相。

表1　高18塊各砂層組儲層物性

表2　高18塊各砂層組黏土礦物相對質量分數

4)儲層特征該區儲層自下而上為砂礫巖、含礫砂巖、細砂巖、粉細砂巖，形成一套粒度由粗變細不等厚互層的正旋回組合，巖石成熟度低，泥質膠結為主。砂層組平面分布具有明顯分區性，Ⅰ～Ⅳ砂層組主要分布在高2-2-011井、高2-2-021井以東，由東向西逐漸減薄，平均有效厚度20.2m；Ⅴ砂層組主要分布在主體部位，向四周逐漸減薄，平均有效厚度29.1m，砂層組連通性較好，連通系數0.91。儲層物性總體上來看較差，受沉積控制明顯，下部好于上部，主體好于邊部，層間及層內非均質性均較強(表1)。

巖心分析結果表明，Ⅴ砂層組黏土礦物含量較低，以伊-蒙混層為主，水敏性中等，Ⅰ～Ⅳ砂層組黏土含量高，以蒙皂石為主，極易遇水膨脹，具有較強的水敏性(表2)。

5)流體性質及油藏類型區塊原油性質存在一定差異。平面上中部油品性質較好，邊部較差，縱向上Ⅴ砂層組50℃地面脫氣原油黏度為300～1000mPa·s，Ⅰ～Ⅳ砂層組為2000～4000mPa·s。油藏受巖性、構造雙重控制，Ⅰ～Ⅳ砂層組為砂泥巖互層純油藏，Ⅴ砂層組為塊狀邊底水油藏。

2.2剩余油分布規律研究

2.2.1物質平衡法

根據容積法原理[4]，由地層系數劈分計算得到不同砂層組累積采油量和砂層組平均剩余油飽和度。

2.2.2動態綜合分析法

充分利用試驗井取心資料、C/O比測井及吸水剖面、吸汽剖面等測井資料，對不同砂層組的剩余油進行平面、縱向分布規律研究，得到油層平面、縱向油水分布規律[5]。

圖1　高18塊Ⅴ砂層組2砂層剩余油分布

圖2　高18塊Ⅴ砂層組3砂層剩余油分布

2.2.3數值模擬法

采用Eclipse數值模擬軟件對高18塊Ⅰ～Ⅴ砂層組進行油藏數值模擬。對單井、主力層及整個油藏進行多指標、高精度歷史擬合及預測[6]。

2.2.4剩余油分布規律

平面上來看，注采完善、油層穩定的高2-2-2井、高2-5-3井區水淹范圍較大，注采不完善、斷層附近、區塊邊部剩余油富集，仍有較大的挖潛空間；縱向上來看，Ⅰ～Ⅳ砂層組目前平均剩余油飽和度較高(56.5%)，未動用層占51.6%，滲透率小于0.2D、射開厚度小于3m的油層基本處于未動用狀態，動用層動用半徑在50m以內。Ⅴ砂層組目前平均剩余油飽和度相對較低(53.3%)，受正韻律影響，Ⅴ砂層組3砂層中下部水淹較重，Ⅴ砂層組3砂層頂部、Ⅴ砂層組2砂層、Ⅴ砂層組1砂層剩余油較為富集(圖1、2)。

3二次開發方案設計研究

3.1部署層系、井網井距研究

在油藏地質及剩余油研究基礎上，確定二次開發部署目的層為蓮花油層Ⅰ～Ⅴ砂層組。根據儲層、剩余油平面分區、縱向差異大特點，確定分兩套層系進行部署。利用單井控制可采儲量法結合經濟效益測算，確定主體部位Ⅴ砂層組充分利用現有正方形井網，按150～180m井距，采用近似反九點方式進行直井網注采井別設計，提高采收率；斷塊東部按150m井距，重新規劃正方形直井采油井網，提高儲量動用程度。

3.2開發方式研究

為確定Ⅴ砂層組合理開發方式，對以往注水效果進行重新評價。從受效時間、受效井比例、增油效果及含水上升率等指標來看，常規注水在井網完善情況下，能夠見到較好效果，穩產期達到5年以上，后期效果變差主要原因是有3口注水井套壞停注注采平衡被打破，出現單向水竄所致[7]。因此，對Ⅴ砂層組確定了“重構注采井網恢復注水”開發思路；同時，針對以往注水油層縱向吸水不均問題，借鑒近幾年同類型油藏調驅成功經驗[8,9]，確定了“深部調驅”配套方案，并進行了室內試驗，優選了鉻凝膠調驅體系及注入參數。

Ⅰ～Ⅳ砂層組對以往吞吐效果進行重新評價，累計8口井15井次吞吐效果，平均周期生產時間僅為135d，油汽比僅為0.17。主要原因是油藏埋藏深、物性差、水敏性強，導致注汽壓力高、干度低。為從根本上改善吞吐效果，確定“二步走”策略：第一步先采用壓裂改造常規開采方式降壓生產，第二步待產量下降、地層壓力適當降低后，實施高壓防膨注汽方式進行生產。

3.3優化部署研究

3.3.1部署區域優化

單控儲量是油井產能的基礎。考慮經濟效益，新井可采儲量應保證在2×104t以上。結合已確定井網井距及開發方式測算，Ⅴ砂層組油井部署在油層厚度大于20m、單控儲量大于8×104t區域，Ⅰ～Ⅳ砂層組油井部署在油層厚度大于25m、單控儲量大于10×104t區域。

3.3.2鉆、完井方式優化

根據區塊儲層特點，采用二開完井；鉆井過程調整好鉆井液性能，保護油氣層不受污染；考慮下步稠油熱采及壓裂需要，采用提拉預應力完井，耐高溫水泥固井，水泥返高至表層套管內。

3.3.3實施順序優化

為保證實施效果，采用“整體部署、分批實施”的辦法進行。實施過程中，Ⅴ砂層組為保持地層能量，采取油井投產與轉調驅注水同步實施，Ⅰ～Ⅳ砂層組優選有條件的老井進行“二步走”先期試驗。

3.4部署結果

在以上研究基礎上，分二套層系整體部署開發井38口，其中Ⅴ砂層組14口(方案注水井3口)，形成5個完善調驅注水井組，Ⅰ～Ⅳ砂層組24口，設計鉆井進尺7.03×104m，單井配產6t/d，建產能5.88×104t。按照前3年產量不遞減，從第4年開始每年遞減10%考慮，預測8年，累計產油可達39.2×104t，內部收益率12.56%，經濟效益明顯。

4現場實施情況及效果

按照研究部署成果，2013～2014年分二批優選實施新井12口，其中Ⅴ砂層組7口，Ⅰ～Ⅳ砂層組5口，油層鉆遇率99.2%，平均單井初期日產油9.6t，累計產油2.7×104t，是同期直井產能的2.3倍。Ⅴ砂層組同期轉調驅注水2個井組，按配注正常注水，Ⅰ～Ⅳ砂層組老井實施壓裂改造后高壓防膨注汽復產3口，平均單井初期日增油8.3t，累計增油0.78×104t，均取得較好效果。

通過二次開發工作量初步實施，高18塊日產油由34.5t上升至107t，為二次開發前的3.1倍。預計按方案全部實施后，日產油可達230t，最終采收率達22.4%，可提高采收率7.3%。

5結論

1)高18塊瀕臨廢棄深層稠油油藏，結合油藏地質特征再認識成果，創新開發思路，利用分區二次開發思想指導區塊綜合調整，取得較好效果。

2)以重構注采井網調驅注水、壓裂改造降壓開采后高壓注汽為主導技術的“分區二次開發”思路，對于其他同類型油藏，特別是深層稠油藏及非均質性強的邊際儲量有效開發具有一定借鑒意義。

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[編輯]帥群

[引著格式]李樹山.高18塊深層稠油分區二次開發研究與實踐[J].長江大學學報(自科版) ,2015,12(17):70～73.

66 The Effect of Water Injection Well Blowdown on Casing Stress under Non-uniform Ground Stress

LI Ziping(Author’sAddress:No.1OilProductionPlant,DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina,Daqing163411,Heilongjiang,China)

Abstract:Casing damage caused by injection well blowdown often happened in the process of oilfield production.The stress concentration effect of casings was more obvious especially in the conditions of non-uniform ground stress field and borehole geometry irregularity.In order to analyze the casing stress change during the blowdown of injection wells in non-uniform ground stress field, a finite element method was used to simulate the von Mises stress change under the condition of different ground stress fields, different elastic modulus and different Poisson’s ratios and different ellipticities of elliptic cement sheath.The results show that difference of ground stress change has no effect on casing stress of blowdown in injection wells, the maximum value of von Mises stress of casings during the blowdown decreases with the increasing of elastic modulus and increases with the reduction of Poisson’s ratio and ellipticity of cement sheath.

Key words:non-uniform ground stress; blowdown; elliptic cement sheath; casing;von Mises stress

[作者簡介]王琳(1980-)，女，工程師，現主要從事油藏地質方面的研究工作, 34916164@qq.com。

[收稿日期]2015-01-05

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)17-0070-04

[中圖分類號]TE345