曙光油田低品位儲量二次開發技術研究與應用

前言：曙光油田是一個開發近40年的老油田，大部分區塊已進入開發中后期，可采儲量采出程度平均達到85%以上，但受地質條件、早期認識及技術條件限制，低品位石油儲量動用程度較低。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，為低品位儲量的二次開發拓展了廣闊空間。近年來，曙光采油廠科技人員秉承了“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。

1 項目實施背景

1.1 曙光油田低品位儲量概況

低品位石油儲量是個相對概念，在不同的油價、不同的開發模式下，低品位儲量有不同的界定。曙光油田低品位油藏1.29×108t，占30.7%，2012年曙光油田原油產量236×104t，低品位儲量產量27.62×104t，只占到11.7%，2013年底低品位儲量油藏采出程度只有8.31%，有很大挖潛空間。

1.2 低品位儲量油藏類型及開發特點

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：

（1）低孔低滲透砂巖油藏：特點是電阻率低，孔隙度低、滲透率低、含油飽和度低，儲量豐度低，直井開發效益差，典型區塊杜48塊杜0組、二區東杜家臺等；

（2）復雜斷塊油氣藏：特點是斷裂構造復雜，斷塊破碎，油水關系復雜，典型區塊杜68杜家臺、杜67蓮花等；

（3）薄層稠油油藏：特點是油層疊加厚度小，直井開發不經濟，典型區塊曙1-17-63大凌河、杜413杜家臺、杜210大凌河等；

（4）易出砂稠油油藏：特點是儲層膠結疏松，出砂嚴重，影響生產，典型區塊杜68杜家臺、杜210大凌河、杜212興隆臺等。

從2014年開始，遵循經濟有效這一最根本原則，在深化地質研究及其影響因素的基礎上、集成運用前沿鉆、采工藝技術，突破傳統的開發模式，對曙光油田稠油老區低品位地質儲量進行二次開發研究與實踐。

2 對策研究

2.1 持續深化油藏認識，重新構建地下體系

（1）“井震”結合，精細構造解釋

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。

利用 VSP資料，重新進行層位標定，應用三維地震資料，井震結合，精細構造解釋。

（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

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（圖2-1）。

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，開展測井資料二次解釋研究，明確儲層含油性。杜48塊測井資料均為國產小數控系列，儲層的物性、含油性主要通過聲波時差和雙側向來綜合解釋評價。根據試油和生產數據，對區塊杜0組儲層進行重新分析，選取部分杜0組經過試油、生產證實具有代表性的測井值，制定杜0組的電性解釋標準，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。

2.2不斷加強試油試采，重新評價二次開發潛力

杜68塊地質儲量836×104t，1993年投入開發，采用100井距正方形井網，2012年底開井25口，日產油41t，平均單井1.6t，采油速度0.18%，采出程度3.8%，開發效果差。為進一步驗證儲層產能，2013年7月對曙1-36-56井進行試采此次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，證明儲層有較高的生產能力（圖2-2）。

2.3 深入應用二次開發理念 重新規劃井網結構

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：油層疊加厚度較大（>25m）

需進一步落實儲層展布區域

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。

3 實施效果

截至2018年5月底，共實施油井48口，水平井23口，直井25口。

（1）油層鉆遇達到預期

水平井平均單井水平段長度360m，鉆遇油層343m，鉆遇率95.4%，直井平均油層厚度30.7m/13層。

（2）生產效果較好

單井初期日產油19.6t，階段日產能力13.6t，階段累產113657t，油汽比0.37，其中水平井單井初期日產油23.9t，階段日產能力15.7t，階段累產77072 t，油汽比0.35，直井單井初期日產油17.5t，階段日產能力12.3 t，階段累產36585t，油汽比0.40，達到了預期的效果。

（3）區塊整體開發效果得到明顯改善

規模實施區塊日產油、采油速度均有大幅提升。杜48塊杜0組日產油由開發前的26t，上升到最高122t，采油速度由0.29%上升到1.35%；杜68塊杜0組日產油由開發前的21t，上升到最高87t，采油速度由0.09%上升到0.38%。

4 結論及認識

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）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。

3）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。

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作者簡介：

向進（1986-），男，工程師，2008年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查工程專業，現從事油田開發研究工作。