曙光油田低品位储量二次开发技术研究与应用

前言：曙光油田是一个开发近40年的老油田，大部分区块已进入开发中后期，可采储量采出程度平均达到85%以上，但受地质条件、早期认识及技术条件限制，低品位石油储量动用程度较低。随着石油工业研究技术理论的提高、开发理念的创新及先进工艺技术的逐步普及，为低品位储量的二次开发拓展了广阔空间。近年来，曙光采油厂科技人员秉承了“二次评价”、“二次开发”、“分层开发”等多种开发新理念，率先对稠油老区低品位储量进行二次开发研究实践，取得突破。

1 项目实施背景

1.1 曙光油田低品位储量概况

低品位石油储量是个相对概念，在不同的油价、不同的开发模式下，低品位储量有不同的界定。曙光油田低品位油藏1.29×108t，占30.7%，2012年曙光油田原油产量236×104t，低品位储量产量27.62×104t，只占到11.7%，2013年底低品位储量油藏采出程度只有8.31%，有很大挖潜空间。

1.2 低品位储量油藏类型及开发特点

曙光油田低品位储量分布范圍广，油藏类型多样，主要可分为4种油藏类型：

（1）低孔低渗透砂岩油藏：特点是电阻率低，孔隙度低、渗透率低、含油饱和度低，储量丰度低，直井开发效益差，典型区块杜48块杜0组、二区东杜家台等；

（2）复杂断块油气藏：特点是断裂构造复杂，断块破碎，油水关系复杂，典型区块杜68杜家台、杜67莲花等；

（3）薄层稠油油藏：特点是油层叠加厚度小，直井开发不经济，典型区块曙1-17-63大凌河、杜413杜家台、杜210大凌河等；

（4）易出砂稠油油藏：特点是储层胶结疏松，出砂严重，影响生产，典型区块杜68杜家台、杜210大凌河、杜212兴隆台等。

从2014年开始，遵循经济有效这一最根本原则，在深化地质研究及其影响因素的基础上、集成运用前沿钻、采工艺技术，突破传统的开发模式，对曙光油田稠油老区低品位地质储量进行二次开发研究与实践。

2 对策研究

2.1 持续深化油藏认识，重新构建地下体系

（1）“井震”结合，精细构造解释

杜68块是一个断层数多，断层组合复杂区块，断层的组合和特征对成藏起非常重要的作用，杜68块应用精细三维地震资料重新落实构造后，断层组合发生变化，数量也有所增加；内部形态也更加复杂，在中部发育鞍形低部位。在新的构造背景下，区块油水分布更加合理，符合了油藏成藏规律。

利用 VSP资料，重新进行层位标定，应用三维地震资料，井震结合，精细构造解释。

（2）集成应用多种技术手段，精细储层研究

① 应用三维地震资料，追踪储层展布

杜413块杜家台油层杜O组、杜210块大Ⅱ11层只在局部发育，储层发育的区域在地震剖面上振幅较强，连续性较好，地震同向轴较多，通过地 震资料准确预测了储层的展布（图2-1）。

②测井二次解释评价，明确储层含油性

针对杜48块杜0组储层认识上的偏差，开展测井资料二次解释研究，明确储层含油性。杜48块测井资料均为国产小数控系列，储层的物性、含油性主要通过声波时差和双侧向来综合解释评价。根据试油和生产数据，对区块杜0组储层进行重新分析，选取部分杜0组经过试油、生产证实具有代表性的测井值，制定杜0组的电性解释标准，确定油层最小电阻率为8Ω·m，最小孔隙度14%，完善了油水关系图版。

2.2不断加强试油试采，重新评价二次开发潜力

杜68块地质储量836×104t，1993年投入开发，采用100井距正方形井网，2012年底开井25口，日产油41t，平均单井1.6t，采油速度0.18%，采出程度3.8%，开发效果差。为进一步验证储层产能，2013年7月对曙1-36-56井进行试采此次试采采用高压蒸汽锅炉注汽，以提高注汽效果，注汽压力19.1MPa，注汽干度75%，注汽量1800t，初期日产液13.2t，日产油8.2t，证明储层有较高的生产能力（图2-2）。

2.3 深入应用二次开发理念 重新规划井网结构

根据油藏发育条件，采用不同井网井型进行井网重构。

（1）井型的选择：

水平井：平面上有一定分布范围（>200m）

纵向有一定油层厚度（>4m）

直 井：油层叠加厚度较大（>25m）

需进一步落实储层展布区域

断层边部构造变化大区域

（2）层系划分

水平井部署区域均发育稳定泥岩隔层，适宜分层开发调整，每一个小层为一套开发层系，独立开发。直井采用一套开发层系。

（3）井网、井距

考虑储量丰度偏低，井距主要根据控储需要（直井单控储量大于4.0×104t，水平井单控储量大于5.0×104t）及结合曙一区吞吐半径，水平井选用100～120m井距、直井选用141×141m井距。

（4）部署结果

共部署油井83口，其中水平井42口，直井41口，控制地质储量1047×104t。

3 实施效果

截至2018年5月底，共实施油井48口，水平井23口，直井25口。

（1）油层钻遇达到预期

水平井平均单井水平段长度360m，钻遇油层343m，钻遇率95.4%，直井平均油层厚度30.7m/13层。

（2）生产效果较好

单井初期日产油19.6t，阶段日产能力13.6t，阶段累产113657t，油汽比0.37，其中水平井单井初期日产油23.9t，阶段日产能力15.7t，阶段累产77072 t，油汽比0.35，直井单井初期日产油17.5t，阶段日产能力12.3 t，阶段累产36585t，油汽比0.40，达到了预期的效果。

（3）区块整体开发效果得到明显改善

规模实施区块日产油、采油速度均有大幅提升。杜48块杜0组日产油由开发前的26t，上升到最高122t，采油速度由0.29%上升到1.35%；杜68块杜0组日产油由开发前的21t，上升到最高87t，采油速度由0.09%上升到0.38%。

4 结论及认识

1）井震结合等多种地质体刻画手段，重构地下认识体系是低品位储量开发的基础。

2）针对油藏特点及开发矛盾，精心设计、优化部署，是低品位储量有效开发的关键。

3）优化了实施方案及采油工艺方案、采用适应油藏特点的开发模式是低品位储量实现有效开发的保障。

参考文献：

[1] 肖武.胜利油田低品位储量分类及潜力评价方法 [D]. 中国地质大学（北京）. 2010

[2] 赵全文.浅析复杂条件下的石油开采技术[J].中国石油和化工标准与质量. 2011 （12）

[3] 胡文瑞.论老油田实施二次开发工程的必要性与可行性[J].石油勘探与开发. 2008 （01）

[4] 乐友喜，王永刚，张军华.储层参数平面分布预测方法评价 [J]. 地质与勘探. 2001 （05）

作者简介：

向进（1986-），男，工程师，2008年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现从事油田开发研究工作。