遼河油田D塊難采儲量開發技術對策

史海濤，方 坤，夏 波，邱樹立，丁 楠

（1．中國地質大學 （北京），北京100083；2．中油遼河油田公司，遼寧 盤錦124010）

遼河油田是一個稀油、稠油、特稠油、超稠油、高凝油兼有的復雜油氣田，經過40多年的開發建設，稠油主力油田也進入多輪次吞吐階段，面臨壓力下降、油氣比下降、老區產量遞減較快等多種矛盾［1－3］。目前遼河油田稠油開發最突出的矛盾就是一方面由于新增儲量品位的變差，新區產能建設難度逐年加大；另一方面，未動用儲量逐年增多，成為難采儲量［4－6］。截至2007年底，遼河油區己探明難采儲量達3．89×108t，因此難采儲量評價工作已逐漸成為產能建設的主要方向［7－10］。本次工作以曙光油田D塊為研究對象，對難采區開展難采影響因素分析，尋找解決對策，實現難采儲量有效動用，為整體開發難采儲量提供有力的技術保障。

1 難采因素分析

D塊興隆臺油層經過10多年的蒸汽吞吐，取得了一定的開發效果，主體部位動用程度較高，目前采出程度達到9．96%。但是受油層厚度變化、油水關系復雜以及油井出砂、套壞等因素的影響，難采區域油藏動用程度較低。

1．1 油井出砂嚴重，影響油井產量

該塊興隆臺油層屬于高滲透、弱膠結的疏松砂巖油藏，粒度中值0．27mm，泥質含量高達11．9%，儲層條件差。在轉注蒸汽開發后，高溫蒸汽造成儲層固結程度更差［13］。近井筒部位因溶解作用孔、喉均變寬，加劇了地層出砂［14－15］。出砂后易造成射孔井段附近砂巖骨架塌陷，使套管周圍形成虧空，虧空處的套管周圍因受力不均造成抗擠毀能力下降而易發生彎曲變形、損壞，造成油井無法正常生產，影響油井產量［16－17］。

統計D塊中部靠近難采區已完鉆的34口直井，有13口井出砂嚴重，造成油井發生套壞而關井，占本次統計井的38%。如36－55井，該井2003年1月投產，投產初期受出砂影響，產液量、產油量低，生產15天，累產水450t，累產油10t。2003年4月砂卡關井（圖1）。

1．2 夾層水發育，油水關系復雜

42井區的多口完鉆井的興Ⅱ組中部發育夾層水，造成該井區井位部署難度大，儲量無法有效動用。如44－68井于2002年4月進行試采，累產油0t，累產水1272t；45－68井避開夾層水進行生產，仍高含水，該井吞吐1周期，注汽1000m3，累產油9t，累產水780t，高含水關井（圖2）。

圖1 36－55井生產曲線

圖2 45－68井周期生產曲線

1．3 受沉積影響，儲層變化快，油層產狀變化大

難采區另一個影響因素是受沉積影響，儲層變化快，靠近區塊邊部油層厚度變薄，使得部署難度加大，造成邊部動用程度較差。已動用區興隆臺油層平均有效厚度33m，而靠近區塊邊部的難采區油層平均有效厚度小于20m，油層產狀由中～厚層狀逐漸變為薄互層狀。在目前的經濟條件下，油層厚度小于20m的區域不宜部署產能井，這是造成邊部儲量無法有效動用的重要原因。

2 難采儲量開發技術對策

2．1 采用系列防砂技術，有效緩解油井出砂

增加射孔套管的抗擠壓強度，可以有效防止因出砂造成的套管變形和損壞。因此在完井時對開發層段使用TP120TH外加厚套管完井，該種套管的抗擠毀強度是其他套管的2～4倍，大大提高了套管的抗擠壓強度，有效預防因出砂造成的套壞關井［18］。

射孔時采用復合射孔防砂技術技術在射孔孔道口部建立防砂屏障，實現防砂和井眼完整的目的。該技術是在射孔的同時將一個預制在射孔槍內的整體金屬塞利用炸藥爆轟，直接鑲嵌在油層套管射孔孔道口部，在孔道出口處建立一個不銹鋼網隔砂層，金屬塞面積3cm2，擋砂粒徑0．1mm。生產時使油流自由通過，地層砂擋在油層孔道內，實現射孔與防砂一次作業完成。金屬塞滲透率＞14μm2，解決了金屬塞滲透率低、易堵塞等技術難題，滿足了油井生產產能需要［19－20］。

為了防止因生產造成的激動出砂，在注汽、燜井和采油過程中，嚴格控制生產參數，保證注汽干度和強度，并對生產壓差進行嚴格控制，保證液量在20t／d左右，采用攜砂泵進行采油，同時滿足了生產與排砂的功能。

通過以上措施，形成了一套直井系列防砂技術，直井出砂套損問題得到緩解，有效地解決了油井出砂問題。2011年以來，采用直井系列防砂技術對區塊內14口因出砂套壞停產的老井進行了更新，更新前平均單井吞吐7周期，累產油3631t。更新后，油井出砂問題以及因出砂導致的油井套壞等故障得到了很好地解決。更新井平均單井生產5周期，階段產油2348t。目前均正常生產，未出現套壞（圖3）。

圖3 采用防砂技術的更新井周期生產情況

2．2 測井和地震資料結合，確定夾層水分布范圍

針對42井區局部發育夾層水的問題，本次研究首先利用完鉆井資料分析夾層水層的電性特征（表1）。45－68井的第7層解釋為油水同層，頂面埋深777．5m，RT為62．1Ω·m，AC為405．3μs／m。判斷45－68井為油水過渡帶，夾層水西部邊界在該井附近（圖4）。通過分析完鉆井資料，42井區的其他完鉆井興II組未發育夾層水。

三維地震資料表明42井區興II組中部夾層水區微構造表現為低洼狀，構造幅度6～8m（圖4），構造面積0．02km2，估算水量為6．0×104m3。2014年新完鉆的46－67井位于夾層水發育區西部，距夾層水發育的45－68井175m，該井完鉆油層厚度45．2m，未發育夾層水，表明該區夾層水分布范圍有限，高部位不發育夾層水。且油層厚度較大，單井有效厚度在30～40m。

表1 夾層水層特征統計表

圖4 過44－65～44－68～杜42井地震剖面圖

2．3 利用地震波形分析技術，追蹤主力砂體分布范圍

為了提高難采儲量動用程度，就要準確預測地質體。通過測井資料、地震資料和油井的生產層段相結合，在地震剖面上標定出目的層對應的反射同相軸。通過分析同相軸的連續性、振幅強弱的細微變化、相位變化等，判斷薄儲層厚度的變化趨勢，建立地質特征、產能與地震波形特征響應模式［21］。追蹤刻畫主力砂體分布范圍，優選部署區域。

生產效果較好的井表現為興II組和興Ⅲ組儲層砂體發育穩定，油層厚度較大，泥巖夾層少。如46－65井的儲層砂體發育穩定，興II組和興Ⅲ組砂體厚度54．6m，油層有效厚度42m。該井2011年5月投產，截至目前，累產油7553．1t，累產水20937t，油氣比0．94。興II組和興Ⅲ組砂體地震波形表現為低頻、中強振幅、同相軸較連續的復合波，將該類波命名為“大雁型”。

37－60井興II組和興Ⅲ組砂體厚度44．2m，油層有效厚度32．5m。該井2005年3月投產，截至目前，累產油 20124．3t，累產水 50774．0t，油氣比0．66。該井興II組和興Ⅲ組砂體在地震波形上表現為中高頻、中強振幅、不對稱復合波，將該類波形命名為“駝峰型”。

38－47井興II組和興Ⅲ組砂體厚度66．5m，油層有效厚度45．4m。該井2008年9月投產，截至目前，該井累產油8239．8t，累產水19404．4t，油氣比0．26。該井興II組和興Ⅲ組砂體在地震波形上表現為中高頻、中強振幅、不對稱復合波，本次研究將該類波命名為“M型”。

生產效果較差的井表現為興II組和興Ⅲ組儲層砂體發育較差，泥巖隔夾層較發育。如36－49井的儲層砂體厚度較薄，興II組和興Ⅲ組砂體厚度39．7m，油層有效厚度8m。該井2007年1月投產，截至目前該井累產油752t，累計油氣比0．11。興II組和興Ⅲ組砂體地震波形表現為低頻、弱振幅、同相軸連續性較差的單波形，將該類波命名為“單峰型”（圖5）。

圖5 典型井地震波形

通過分析難采區生產效果好的井地震波形特征，本次研究在難采區追蹤四套主力砂體。

3 應用效果

在解決了難采區主要影響問題后，于2013年開始在D塊難采區內開展了井位部署工作。2013～2014年在D塊難采區內共部署開發井35口，其中直井33口，水平井2口。目前已實施直井28口，投產24口。完鉆井油層鉆遇情況符合預期，投產井產量達到了周圍老井平均生產水平，累注汽66556t，累產油12030．4t，累產水14984．2t，油氣比0．19。

4 結論和認識

1）稠油油藏由于儲層固結程度差，熱采過程中高溫蒸汽造成儲層固結程度更差，而引起油井出砂嚴重，造成套管損壞，影響油井產量。通過使用加厚套管、射孔防砂以及控制生產壓差等一系列措施，有效緩解了油井出砂問題，保證了難采區部署井正常生產。

2）利用地震波形分析技術科可以通過同相軸的連續性、振幅強弱的細微變化、相位變化等，建立油井產量與油層、地震波形特征之間的對應關系，實現儲層有利砂體的追蹤刻畫，從而提高儲層預測的精度。實施情況表明利用地震波形預測儲層砂體分布范圍在D塊井位部署中具有很強的可行性，這也為遼河油田難采儲量的有效動用提供了技術依據。

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