任德軍

摘 要：曙光油田杜85塊是一個開發(fā)30多年的老油田，共經(jīng)歷了常規(guī)生產(chǎn)階段、蒸汽吞吐階段和注水開發(fā)階段。因區(qū)塊井況較差，開發(fā)井網(wǎng)已基本廢棄及早期開發(fā)方式與油藏特征不適應，并且開發(fā)井網(wǎng)不完善影響，水驅(qū)效果不理想，導致區(qū)塊開發(fā)效果較差。在分析開發(fā)矛盾和潛力的基礎(chǔ)上，重構(gòu)二次開發(fā)井網(wǎng)，共部署油井40口，投產(chǎn)15口，初期平均單井日產(chǎn)油6.5t，取得顯著效果，使一個瀕臨廢棄的老區(qū)塊重現(xiàn)生機。

關(guān)鍵詞：曙光油田；油藏特征；二次開發(fā)；重建井網(wǎng)；井位部署

1 地質(zhì)概況

杜85塊位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡齊曙上臺階中段、曙一區(qū)東南部。主要開發(fā)目的層為沙四上杜家臺油層。1979年上報含油面積1.49km2，石油地質(zhì)儲量382×104t。杜家臺油層四周被斷層遮擋，構(gòu)造形態(tài)整體為北西向南東傾斜的單斜，地層傾角13～15°，油藏埋深1300～1550m，杜85塊杜家臺油層縱向上劃分為杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ等3個油層組。杜Ⅱ油層組砂體全區(qū)發(fā)育，是杜家臺油層的主要含油層段，杜Ⅰ、杜Ⅲ油層組局部發(fā)育。杜家臺油層平均厚度25.0m，最小3.7m，最大61.4m。其中杜Ⅱ全區(qū)分布，平面發(fā)育穩(wěn)定，連通系數(shù)在0.85%左右，杜Ⅰ、杜Ⅲ僅零星發(fā)育。杜Ⅰ組油層厚度最小0.8m，最大14.3m，平均4.4m。杜Ⅱ組油層厚度最小3.7m，最大52.1m，平均27.0m。杜Ⅲ組油層分布受構(gòu)造和巖性影響，分布零散，油層厚度最小2.2m，最大14.2m，平均6.3m。

杜Ⅰ、杜Ⅲ油藏類型為構(gòu)造巖性油藏，沒有統(tǒng)一的油水界面；杜Ⅱ為邊水油藏，油水界面為-1550m。50℃地面脫氣原油粘度在330.5mPa·s，20℃原油密度0.93g/cm3。

2 開發(fā)簡況

1983年投入注水開發(fā)，依據(jù)油藏開發(fā)特點主要可以分為三個階段：基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)階段（1983-1997），采用300m井距五點法面積井網(wǎng)投入注水開發(fā)，最高年產(chǎn)油達到3.1萬噸，采油速度0.8%，階段采出程度7.6%。加密調(diào)整階段（1998-2003），共實施150m加密調(diào)整井10口，年產(chǎn)油達到2.6萬噸，采油速度0.69%，此后進入遞減期。產(chǎn)量下降階段（2004-2016），受上覆興隆臺吞吐開發(fā)影響，井況急劇變差，2016年底開井4口（3口側(cè)鉆），年產(chǎn)油降至0.3萬噸，采油速度為0.08%，采出程度13.0%。

階段末區(qū)塊共完鉆杜家臺油層各類井40口，投產(chǎn)油井29口，開井4口，日產(chǎn)油26.1t，平均單井日產(chǎn)油6.5t，含水50%，采油速度0.08%，采出程度13.0%；投產(chǎn)水井10口，全部套壞停注，累積注采比1.12。

3 存在問題及潛力分析

存在問題：經(jīng)過10多年的蒸汽吞吐開發(fā)，總體效果不理想。一是井況差，開發(fā)井網(wǎng)已基本廢棄，歷史上完鉆40口井，投產(chǎn)39口，其中1997-2006年上返8口，其它31口井目前井況完好的只有2口，其中油井套壞19口，水井套壞10口。2005年以后油藏已基本廢棄。二是早期開發(fā)方式與油藏特征不適應，該塊油井全部采用常規(guī)投產(chǎn)，單井初期產(chǎn)量11.8t。2000年以后實施吞吐引效取得較好效果。三是受井網(wǎng)不完善影響，水驅(qū)效果不理想，該塊采用300m井距五點法面積井網(wǎng)投入注水開發(fā)，井網(wǎng)完善程度低、井距大，水驅(qū)效果差。10口注水井，不見效5口，單向見效4口，雙向見效1口。2000年左右加密調(diào)整后，水驅(qū)效果有所改善，加密油井基本都能見到注水效果，但注水井基本套壞停注。受上述因素制約，二次開發(fā)前區(qū)塊一直處于低速開發(fā)狀態(tài)，最高采油速度只有0.69%，2016年以來日產(chǎn)油更下降到了30t，區(qū)塊瀕臨廢棄。

潛力分析：首先是采出程度低、油井停產(chǎn)前具有較高產(chǎn)能，該區(qū)塊地質(zhì)儲量382萬噸，累采油49.68萬噸，平均單井1.38萬噸，采出程度只有13.0%，但油井停產(chǎn)前具有較高產(chǎn)能，平均日產(chǎn)油3.0t。其次是注水開發(fā)具有較高潛力， 儲層連續(xù)性好，主力層厚度在20m以上，連通系數(shù)在85%以上。局部見到較好水驅(qū)效果，區(qū)塊中部井網(wǎng)完善的曙1-32-28井組，注水井從1984年-2005年累積注水31萬方，周圍5口油井見到一定注水效果。2000年進行加密調(diào)整后，3口加密井均見到注水效果。再就是油藏保持較高壓力水平，目前區(qū)塊平均地層壓力8.1MPa，壓力系數(shù)0.57。近期2口側(cè)鉆井壓力系數(shù)0.8以上，局部區(qū)域仍保持較高的壓力水平。最后，先期側(cè)鉆井取得較好效果，近年側(cè)鉆井效果較好。2014年以來，先后實施三口側(cè)鉆井，均取得了較好效果。目前平均單井日產(chǎn)油7.1t，含水為52%，階段累計增油7500t，挖潛效果顯著。

4 調(diào)整部署方案

在精細油藏研究及潛力分析基礎(chǔ)上，對區(qū)塊進行整體二次開發(fā)調(diào)整部署。采用150m井距反九點法面積井網(wǎng)；主體進行井網(wǎng)重建，更新井位移20-80m；區(qū)塊邊部油層厚度大于20m區(qū)域進行調(diào)整部署，局部實施水平井挖潛；單井控制地質(zhì)儲量大于5.0萬噸，剩余可采儲量大于1.0萬噸。

在杜85塊杜家臺油層新增部署油井40口，其中直井39口（調(diào)整井12口，更新井27口）；局部挖潛部署水平井1口。

5 實施效果

按照方案整體規(guī)劃，目前已實施完鉆投產(chǎn)，初期平均單井日產(chǎn)油6.5t，采油速度由實施前的0.08%上升到2.1%，預計采收率提高到30%，新增可采儲量48萬噸。

6 結(jié)論及建議

通過在杜85塊進行精細油藏研究及潛力分析，確定了杜85塊的整體二次開發(fā)調(diào)整部署方案，實施后使該區(qū)塊的儲量得以有效動用，取得了較好的效果，對同類區(qū)塊二次開發(fā)提出指導意見和技術(shù)借鑒。

參考文獻

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