齊108塊蓮花油藏開發對策研究

摘?要：齊108塊蓮花油藏1991年投入開發，目前采出程度35%，已進入蒸汽吞吐開發后期，主要存在吞吐輪次高、采出程度高、壓力保持程度低及動用程度不均等問題。為提高采收率，對齊108塊蓮花油層進行了精細油藏描述，分析剩余油分布情況，有針對性的開展開發對策研究，挖掘油田潛力。

關鍵詞：稠油;薄互層;蒸汽吞吐;剩余油

1 區塊概況

齊108塊蓮花油藏構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡南部歡曙上臺階中段上傾部位，為一個被斷層復雜化的斷裂背斜構造。區塊于1991年開始蒸汽吞吐開采，截至目前，采出程度35%，累計油氣比0.41，累計吞吐6923輪次，平均單井吞吐周期為16.6，累積返水率118.9%。

2 區塊開發面臨問題

2.1 層間矛盾突出，上部油層動用程度好于下部

齊108塊蓮花油藏共發育四個油層組，層間非均質性較強。從四個油層組間的滲透率非均質性參數可以看出，蓮Ⅰ、蓮Ⅲ上油層組的非均質系數均大于3，變異系數大于0.7，級差在155倍以上;蓮Ⅱ、蓮Ⅲ下油層組的非均質系數均小于3，變異系數上小于0.7，級差在30倍以下。通過吸汽剖面測試和加密井含油飽和度測井解釋明顯看出，上部油層動用程度好于下部油層。

2.2 地層壓力保持程度低，低產低效

齊108塊蓮花油藏原始地層壓力在12MPa，壓力系數097，目前主力產油帶所測壓力大多在1.5MPa左右，地層能量不足。油藏平均單井吞吐周期為16.6，周期油汽比接近0.2，已達到吞吐油汽比極限，平均單井日產液已由開發初期的20t降到目前的13t，平均單井日產油由15t下降到目前的1t。

2.3 水淹規律復雜

齊108塊蓮花油藏內發育11條斷層，區塊被切割成大小不等的9個四級斷塊，每個斷塊的四個油層組都具有不同的油水關系，整個油藏油水關系復雜。夾層水、斷層水分布的多樣性，更增加了水淹規律認識的難度。目前區塊的綜合含水達到了92.53%，區塊含水大于90%的生產井有120口，57口井因高含水停產。

3 水淹及剩余油分布研究

3.1 水淹分析

通過歷年來的加密井及補層井生產情況統計分析，不同的開發階段具有不同的見水特點，水的推進形態多樣，造成水淹復雜化。初期水侵主要以斷層水為主，高含水主要分布在斷層附近，以單井點為主要存在形式，其他層位水和邊水區域見水較少。隨蒸汽吞吐周期的增長及開發規模的增大，內部地層壓力下降，引起邊水的水侵，見水井點逐漸連成線、連成片，邊水內外邊界區域成為主要見水區。

3.2 齊108塊剩余油研究

3.2.1 平面剩余油分布情況

（1）豐度高、原始地質儲量大的斷塊，剩余地質儲量依然豐富。（2）通過數值模擬，油井中心半徑35m左右范圍內的油層動用程度較高，目前含油飽和度小于35%;半徑35m～65m范圍內，剩余含油飽和度范圍為35%～65%，是剩余油挖潛主力區。（3）分流河道及分流河道間帶發育部位，剩余油較為富集;河口壩微相及薄層砂微相帶動用程度較差，也是剩余油挖潛區域;（4）井網不完善區域、油藏邊部、投產時間晚的區域剩余油富集。

3.2.2 縱向剩余油分布規律

通過吸汽剖面監測、過套管飽和度測試、加密井測井解釋、補層井的生產狀況等資料分析統計，動用較好的油層主要位于小層的上部，比例為60%～70%，動用較差的油層主要分布在儲層物性較差的薄油層和射孔段下部，比例為30%～40%，是剩余油挖潛的有利層段。

3.3 剩余油研究

以地層系數kh值劈分法為主要手段，結合吸汽剖面監測、過套管飽和度測試、加密井測井解釋、周期吞吐數據進行修正，將油藏產量數據進行小層劈分，再以油層組為單位進行匯總，得到各油層組的產油量。匯總結果如下：蓮Ⅰ油層組地質儲量681萬噸，產油277萬噸;蓮Ⅱ油層組地質儲量998萬噸，產油329萬噸;蓮Ⅲ上油層組地質儲量312萬噸，產油135萬噸;蓮Ⅲ下油層組地質儲量166萬噸，產油48萬噸。蓮Ⅰ油層組和蓮Ⅱ油層組由于原始儲量較大，剩余地質儲量也較高，是挖潛的主要方向。蓮Ⅲ下油層組采出程度低，也是后期挖潛的有利方向。

4 剩余油開發技術對策

4.1 大修換井底技術提高平面動用程度

齊108塊蓮花油藏采用正方形井網開發，蒸汽吞吐動用半徑有限，造成井間剩余油富集，可通過大修換井底技術向剩余油富集區域側鉆，提高油藏平面動用程度。2018年實施大修換井底井15口，措施初期平均單井日增油12.9噸，累增油1.9萬噸。

4.2 堵水補層、返層技術提高縱向動用程度

針對齊108塊蓮花油層縱向剩余油分布的特點，對高含水層進行擠水泥封堵，重新射開剩余油富集層，提高油藏縱向動用程度。2018年共實施堵水補層、返層井13口，措施初期平均單井日增油7.9噸，累增油1.1萬噸。

4.3 優化注汽，提高蒸汽吞吐油汽比

針對井段長、油層多的油井，結合吸汽剖面資料，實施分注或單注;針對水平井注汽，，在注汽管柱上設置3-4個注汽點，實施多點注汽;針對低產低效井開展間歇注汽，待井筒附近原油重新聚集后再恢復吞吐生產;對于發生汽竄的油井，開展組合注汽，利用反復的同注、同燜、同采，抑制汽竄，提高蒸汽熱能利用率。通過優化注汽，年油汽比從2017年底的0.22提高到2018年底的0.25。

5 結論

（1）區塊目前主要面臨吞吐輪次高、地層壓力低、低產低效、水淹情況復雜等幾方面的主要問題。

（2）水淹以邊水和斷層水侵入為主，邊水侵入主要分布在內外邊界范圍內，一般不超過4-5個井距，斷層水侵主要分布在斷裂帶附近，另有少量管外竄槽水侵。

（3）油藏動用程度較高，平面基本得到動用，油層縱向動用程度達到81.5%，上部油層動用好于下部。

（4）區塊剩余油總量較大，蓮Ⅰ、Ⅱ剩余油量較蓮Ⅲ上、蓮Ⅲ下豐富，蓮Ⅰ、Ⅱ是今后剩余油挖潛的主戰場。

參考文獻：

[1]劉文章.熱采稠油油藏開發模式[M].北京：石油工業出版社，1998.

[2]李傳亮.油藏工程原理.北京：石油工業出版社，2011.9.

[3]張銳，等.稠油熱采技術[M].北京：石油工業出版社，1999.

作者簡介：蓋志剛（1984-），男，遼河油田勘探開發研究院工程師，目前從事石油地質開發工作。