稀油开发后期二次开发可行性研究

郝少勤

摘 要：曙4714块是一个投入开发40余年的稀油区块，水驱开发效果较好，目前采出程度达到28.3%。但边部受储层发育及出砂影响，井网完善程度低，采出程度低；主体局部井网不完善区域仍有剩余油富集。本次通过井震结合、成熟配套工艺等技术研究，精细油藏地质研究尤其是剩余油分布认识的基础上，对区块进行水驱开发效果評价及二次开发可行性研究，取得较好效果。

关键词：剩余油研究；高含水；井震结合；二次开发

1概况

曙4-7-14块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙四区北部，为曙四区一个次级断块，开发目的层为沙四段杜家台油层，油藏埋深1200-1600m ，含油面积4.6km2，地质储量593×104t。杜家台油层纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ等3个油层组，其中杜Ⅱ8-11为本区主力油层。

曙4-7-14块自投入开发以来共经历三个开发阶段，即上产阶段、稳产阶段、产量递减阶段。截止2017年底区块共完钻杜家台油层各类井82口，已报废13口（油井5口、注水井8口）。目前采油井42口，开井26口，日产油35.9吨，平均单井1.4吨，含水87.2%，累产油168万吨，采油速度0.17%，采出程度28.3%，可采储量采出程度82.3%；注水井27口，开井16口，日注水530方，累注水602方，累注采比1.09。

2、存在的主要问题

尽管区块经过多年开发，整体动用程度较高，但差异较大。

区块整体采出程度达到28.3%，平面上水驱控制程度达到达到85%以上，强水淹区域达到75%以上；纵向上动用程度达到85.3%。但受井网完善程度及各油层组连通程度影响，平面及纵向动用程度仍存在一定差异。

一是受井网完善程度影响，平面主体与边部上动用差异较大。区块主体部位注采井网完善，注采井数比1：1.41，与理论值（1：1.47）接近；边部出砂套坏严重，共有采油井5口，报废2口，目前井数3口，仅开井1口；共有注水井7口，报废3口，目前井数4口，全部关井，井网基本废弃。受此影响，主体部位水驱见效明显，水驱控制程度高达92.3%，采出程度32.4%，可采储量采出程度94.1%；区块边部边部基本未形成有效水驱，采出程度仅为10.4%，可采储量采出程度30.1%。

二是受储层条件影响，纵向动用程度差异较大。主力油层杜Ⅱ8-11动用程度高达85%以上，其它油层动用程度均在40%以下。

3、二次开发可行性研究

主体目前可采储量采出程度94.1%、综合含水86%，已进入双高开发阶段。主体共有油水井65口，目前开井48口，注采井数比1：1.51，接近理论值，注采井网较为完善，水驱见效率达到92.3%，累产油156.6万吨，目前采出程度达32.4%。

边部先后转注7口注水井，但仅1口采油井明显受效，整体未实现有效水驱，投入开发以来长期低速开发，阶段累积产油11.3万吨，综合含水只有66%。区域处于停产停注状态。受油水井严重出砂影响，边部6口油井目前仅开井1口，导致开发效果差，阶段累采油只有11.3万吨，采出程度仅为10.4%。受所处开发阶段及井网完善程度影响，边部仅早期注水井区域处于中淹，78%的区域仍处于弱淹或纯油藏。

区域边部含油面积1.0km2，地质储量109×104t。历史上完钻各类井12口，投产油井10口，投注1口。目前共有采油井3口，开井1口，日产油1.7t，累产油11.3万吨，采出程度10.4%；注水井7口，目前全部关井，累注水76.9万方，累计注采比2.68。

3.1区域油层具有一定厚度

区域平均油层厚度11.9m。其中西部13.1m，东部在5m以下。

3.2产能落实

部生产过杜家台层位井9口，初期日产油114.3t，平均单井12.7t。累产油11.3×104t，平均单井1.3×104t。其中5口井生产正常，有较高产能。

油层有一定厚度时，可取得较高产能。射孔厚度大于6.8m时，初期日产油达到9.6吨，累产油可达到1.8万吨。射孔厚度大于6.8m时，5口井正常生产。初期日产油在9.6吨以上，除1口井转注外，4口井累产油在1.8万吨以上。另有3口井受出砂、出水影响低产。

3.3注采井网完善后可见到一定注水效果

区域有3口注水井明显见效。曙4-7-13井注水，曙4-7-011井见效。曙4-7-011井1981年10月投产，初期日产油17.4t，受曙4-7-13注水见效，阶段产量稳定，截止1988年6月因出砂套坏关井，阶段累产油1.8万吨。2013年7月侧钻后，无注水能量补充，目前日产液3.5t，日产油1.7t，含水51.4%。

3.4防砂技术取得较大进展，为调整取得技术保障

近年来针对曙三区出砂严重的实际情况，开展了直井系列防砂技术研究与实践，取得较好效果。目前通过采用大套管完井、防砂射孔、先期排砂、深部压防、管理控砂等系列防砂技术，已实施新井130口，目前平均单井生产时间长达5年以上，套损率只有5.4%，平均单井检泵周期达到185天。

与曙三区对比，曙4714块泥质含量较低，出砂状况较弱，采用直井系列防砂技术应完全满足曙4714块开发需求。

4、二次开发井网调整

根据储层发育特点，依托现有井网，进行调整部署。原则上部署区域油层厚度大于8m、部署井距离断层50m以上、依托现有井网，井距200-250m、单井控制地质储量大于4×104t。整体部署调整井14口，采用250m井距面积井网，完善注采井网5个。

5、认识

本次针对油藏特点及开发矛盾，开展效果评价，尤其是剩余油分布研究及产能落实清楚，是二次开发可行性成功研究的关键。该区块的成功井网调整，是稀油老区二次开发的典型，对整个油田类似区块后期井网调整具有借鉴意义。