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        低品位儲量二次開發(fā)技術(shù)研究與應(yīng)用

        2014-08-15 00:51:32劉仙晴遼河油田曙光采油廠遼寧盤錦124109
        化工管理 2014年21期
        關(guān)鍵詞:直井井網(wǎng)二次開發(fā)

        劉仙晴(遼河油田曙光采油廠 遼寧 盤錦 124109)

        一、概況

        杜210塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西斜坡中段齊曙上臺階東部,是曙光稠油的主要斷塊之一,開發(fā)目的層為下第三系沙河街組大凌河油層。含油面積2.9Km2,地質(zhì)儲量1338×104t,為一受構(gòu)造和巖性雙重控制的邊底水油藏,油水界面在1035-1055m左右。

        該區(qū)塊90年采用一套開發(fā)層系,100米正方形熱采井網(wǎng)投入吞吐開發(fā),97年在中北部厚度較大區(qū)域采用兩套開發(fā)層系進行加密調(diào)整,主體100m井網(wǎng),兩套層系開發(fā),采出程度27.86%,南部無完整井網(wǎng),一套層系開發(fā),采出程度僅6.28%。南部儲量動用程度低,為本次低品位儲量二次開發(fā)目標(biāo)區(qū)域。

        杜210塊南部區(qū)域含油面積 0.7km2,地質(zhì)儲量183×104t,共完鉆油井31口,投產(chǎn)28口。該區(qū)域一直處于低產(chǎn)低速開發(fā)狀態(tài),最高采油速度只有0.96%(1992年)。截至2010年底,該區(qū)域開井僅2口,開井率6.9%,日產(chǎn)油4t,采油速度0.07%,平均吞吐5.0周期,累計產(chǎn)油11.5×104t,平均單井產(chǎn)油4100t,累計注汽29.4×104t,累油汽比0.39。

        二、開發(fā)難度分析

        油藏條件差:杜210塊南部油層厚度、物性、電性指標(biāo)明顯比區(qū)塊主體部位差。

        直井出砂現(xiàn)象普遍:杜210塊南部出砂嚴重的油井有13口,占總井?dāng)?shù)的46.4%,沖砂量單次最多可達2.1m3。

        三、二次開發(fā)方案研究

        1.重構(gòu)地下認識體系

        綜合利用鉆、錄、測井等多學(xué)科資料,精細該區(qū)域的地質(zhì)研究。構(gòu)造研究重新落實四周斷層的封閉性及區(qū)塊內(nèi)部次一級斷層,通過井震結(jié)合確定斷點和斷失地層,研究認為區(qū)塊構(gòu)造與原認識基本一致,為一北西向南東傾沒的單斜構(gòu)造。

        儲層為一套以砂礫巖為主體的的近岸湖底扇沉積,物源來自北部,由北向南逐漸減薄,在南部曙1-20-0376-曙1-20-0377井一線儲層厚度增大。

        油層發(fā)育主要受砂體控制,平面上具有中間薄,南北厚的特點,縱向上自下而上發(fā)育Ⅱ3、Ⅱ2、Ⅱ1三套主力油層,且主力油層發(fā)育比較連續(xù)。

        2.重新評價二次開發(fā)潛力

        具備儲量基礎(chǔ):邊部區(qū)域含油面積0.7km2,地質(zhì)儲量183×104t,只有采出程度5.95%。

        具備能量基礎(chǔ):區(qū)域2010年的2口側(cè)鉆井測壓表明,目前區(qū)域平均地層壓力7.52MPa,壓力系數(shù)0.72,具有較高的壓力水平。

        具備產(chǎn)能基礎(chǔ):受油藏條件差、出砂套壞井多、注汽質(zhì)量差等因素影響,早期投產(chǎn)井平均單井累產(chǎn)油較低(3709t),但初期產(chǎn)能較高,區(qū)域油井初期日產(chǎn)油335t,平均單井日產(chǎn)油13.4t。

        3.重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)

        井型選擇:選用直平組合式井網(wǎng)開發(fā)方式:直井控制,水平井開發(fā)。

        水平井:平面分布范圍>200m,縱向單層厚度大于4m;直井:斷層邊部及井控程度低區(qū)域、油層厚度大于25m,但單層厚度較小不連續(xù)區(qū)域。

        層系劃分:杜210塊層組間發(fā)育穩(wěn)定泥巖隔層,適宜分層立體開發(fā),每一個小層獨立開發(fā)。

        井網(wǎng)井距:根據(jù)油層分布和曙光油田普通稠油吞吐開采加熱范圍等因素綜合考慮,水平井采用100m排距和列距。

        部署結(jié)果:共部署油井26口,其中直井5口,分別在6個小層部署水平井21口。

        4.優(yōu)化實施方案

        重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)存在井控程度低、儲層橫向變化快、發(fā)育厚度薄等風(fēng)險,可以通過方案優(yōu)化有效降低井網(wǎng)重構(gòu)二次開發(fā)風(fēng)險。針對井控程度低的風(fēng)險可通過井型的優(yōu)選及導(dǎo)眼井設(shè)計優(yōu)化降低風(fēng)險;針對儲層橫向相變快且厚度薄的風(fēng)險可通過先進的地質(zhì)導(dǎo)向降低風(fēng)險;針對稠油地層易出砂的情況,可通過優(yōu)選防砂篩管降低風(fēng)險。

        (1)導(dǎo)眼井

        對于控制井點少,微構(gòu)造和儲層變化會給水平井鉆井帶來一定風(fēng)險的情況下,需要通過導(dǎo)眼井的優(yōu)化部署降低鉆井風(fēng)險。一是在斷層附近實施導(dǎo)眼,二是在儲層展布不是很落實區(qū)域?qū)嵤?dǎo)眼。杜210塊南部整體設(shè)計導(dǎo)眼井3口,為6口水平井入靶控制提供依據(jù),結(jié)合2口直井,進一步落實區(qū)域構(gòu)造儲層發(fā)育狀況。

        (2)隨鉆導(dǎo)向

        針對儲層橫向變化快且厚度薄存在的鉆井風(fēng)險,采用斯倫貝謝隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向,利用成像導(dǎo)向技術(shù),及時跟蹤調(diào)整水平段軌跡。

        (3)完井方式

        杜210塊南部大凌河油層粒度中值0.22mm,普通割縫篩管無法滿足防砂需要,水平井采用擋砂精度更高、結(jié)構(gòu)強度更大的星孔燒結(jié)篩管。直井采用近年來針對稠油油藏油井出砂“TP120外加厚套管完井+防砂射孔+壓防”及防砂預(yù)控管理系列配套防砂措施

        四、現(xiàn)場應(yīng)用及效果

        截至2013月12月底共投產(chǎn)油井21口,其中水平井16口,直井5口。投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油20.6t,目前開井13口,平均單井日產(chǎn)油12.4t,階段累產(chǎn)油63850t,平均單井3040t,油汽比0.39。區(qū)塊日產(chǎn)油由實施前12t上升到最高132t,其中新井日產(chǎn)油131t,采油速度由0.25%上升到最高2.62%。

        五、結(jié)論及認識

        1.井震結(jié)合等多種地質(zhì)體刻畫手段,重構(gòu)地下認識體系是低品位儲量二次開發(fā)的基礎(chǔ)。

        2.依托水平井等成熟開發(fā)技術(shù),重新評價油藏潛力是低品位儲量二次開發(fā)的前提。

        3.針對油藏特點及開發(fā)矛盾,精心設(shè)計、優(yōu)化部署,是低品位儲量有效開發(fā)的關(guān)鍵。

        4.完善鉆完井、注采配套工藝技術(shù)、采用適應(yīng)油藏特點的開發(fā)模式是低品位儲量有效開發(fā)的保障。

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