1、二次开发技术在重水淹稠油区块的应用摘 要锦 89 块为辽河油田处于“双高”阶段的热采稠油区块典型代表，位于欢 17 块兴隆台油层东部，估算含油面积 0.035 km2，原油地质储量 17104t。区块历经近 30a 的蒸汽吞吐开采后，油藏水淹严重，处于高含水低速开发阶段。针对油层水淹加剧、采出程度高等问题，我们深化了油藏地质研究：以油藏精细对比为基础，结合三维地震技术，精细刻画油藏构造；油藏动态分析与动态监测相结合，精确描述区块油水关系；根据剩余油分布特点，采用多种井型开展油藏综合调整工作。通过分批实施各类新井 10 口，区块各项开发指标大幅提高，二次开发效果突出。该块的成功经验可以为老区边底
2、水稠油藏提高油藏整体开发效果提供借鉴。 关键词稠油；兴隆台油层；三维地震；剩余油；沉积相 中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）02-0000-01 1 油藏基本情况 锦 89 块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段第一断阶带上的欢17 块兴隆台油层的东部，开发目的层为兴隆台油层，油层有效厚度31.6m，估算含油面积 0.16km2，原油地质储量 73104t。构造总体形态为一南倾的单斜构造，周围被断层切割，构造南高北低。 区块储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度 30.6%，平均渗透率1.279mm2，泥质含量 6.1%，属高孔高渗油藏。锦 89 块 2
3、0地面原油密度 0.9563g/cm3，50时脱气原油粘度 564mPa?s，凝固点-1，含腊量1.72%，胶质+沥青质含量 31.82%，属普通稠油。原始地层压力11.7MPa，压力系数 1.0。地层温度 46，地温梯度 3.43/100m。 2 断块开发中存在的主要问题 2.1 油层油水关系复杂，水淹严重 由于边底水的共同作用，区块综合含水已高达 92.1%，平面上所有油井均水淹，纵向上 85%的油层水淹，油水关系复杂。 2.2 采出程度不合理 二次开发前的断块采出程度高达 120.3%，不合理。 2.3 周期回采水率高 区块平均每周期回采水率均大于 600%，其中第二周期高达 1753%
4、。 3 二次开发研究 3.1 精细地质研究，重构地质体 3.1.1 利用 VSP 技术，深化构造认识 由于三维地震无法精确识别井间小断层（30m） ，为了进一步认清区块微构造，准确标定油层，我们对锦 2-6-304 井实施了 VSP 测井，结合传统地质研究对区块构造进行了重新落实。边界断层位置得到了落实，并精确解释块内锦 2-5-04 井与锦 8-14-40 井之间兴油层发育一条井间小断层，短距在 2030m。 3.1.2 细化单井相研究，精确刻画沉积微相 利用岩芯化验分析资料，确定沉积环境，建立沉积相模式。该井区兴隆台油层沉积类型为三角洲前缘亚相沉积，发育有 2 个北西南东向展布的小型扇三角
5、洲砂体，储层主体相带为水下分流河道和分流河口砂坝微相。砂体呈北西南东向逐渐散开的扇形分布，沙一下砂体厚度一般为 1520m；沙二段一般为 4045m。 3.1.3 “四性关系”再认识，重新落实储量 通过上述研究，我们对锦 89 块储量及面积进行重新复算，估算油层厚度大于 20m 区域，含油面积为 0.26km2，地质储量为 145.01104t，新增含油面积 0.1 km2，新增地质储量 72.01104t。 3.2 断块剩余油分布规律研究 3.2.1 加强资料录取工作，搞清油层纵向水淹规律 （1）动态监测资料结合油井生产情况认识纵向上剩余油 应用动态监测技术并结合油井生产情况认识纵向上剩余油
6、分布，通过利用中子寿命及环空产液剖面测试资料，同时依据油井生产情况认为：锦 89 块的兴2 未水淹、兴2 上部水淹程度轻及高部位兴3 顶部水淹较轻。 （2）通过区块分层产量劈分数据认识纵向上剩余油 对全区油井进行产量劈分，进一步搞清本块主力油层的储量采出状况，从而得出：锦 89 块的兴2、兴2、兴3 油层的采出程度较其它层低，远低于全块标定采收率 48%，为剩余油较富集区。 综合分析认为：兴2 未水淹，剩余油较多；兴2 上部水淹程度轻，存在一定的剩余油；兴3 上部油层在构造高部位水淹轻，也存在一定的剩余油。构造低部位油层薄，采出程度很高，剩余可采储量低。 3.2.2 动态分析与沉积微相有机结合
7、，搞清了平面剩余油分布规律 针对锦 89 块兴隆台油层受两个沉积相带的影响，研究认为中间的水道侧缘相具有隔挡作用，致使南北两个主水道的油水分布完全不同：从已开发区域油井生产情况来看，说明北面的主水道基本水淹，而由于中间水道侧缘相的隔挡作用，致使南面的主水道和中间水道侧缘相水淹较轻，综合考虑沉积相、构造高低、综合含水等来绘制锦 89 块含水分级图，明确了未水淹区域，认为高剩余油分布在厚层、高孔、井网未控制或开发时间较晚区域。 3.3 调整部署优化设计研究 根据精细油藏描述研究结果，考虑油层发育及水淹状况，通过研究优选兴2、兴2、兴3 顶部作为部署目的层，进行了重组井网结构研究。针对区块高部位及西
8、北部空白区域，完善原 14171m 井网，部署直井 7 口；针对兴 I2 小层采出程度低，部署水平井 2 口，进一步提高储量控制程度；利用大位移侧钻技术恢复原采油井点，部署侧钻井 1 口。综合考虑油层发育及水淹状况，最终分二批实施新井，20092010 年首批实施水平井 1 口，直井 5 口；2012 年实施第二批新井 4 口。 4 区块二次开发效果评价 4.1 区块通过实施二次开发，实现了超预期效果 截至到 2012 年 12 月 10 口新井全部完钻投产，平均单井钻遇油层和低产层为 48.4m/19 层，平均射开油层 12.6m/4 层，设计单井日产油7t/d，实际单井日产油为 11.9t
9、/d，超过方案设计水平，已累产油4.4027104t。 4.2 经济效益 锦 89 块通过实施高效开发技术，10 口新井已累产油4.4027104t，已创效 0.9686108 元。 4.3 区块各项开发指标得到提高 通过实施二次开发，区块各项开发指标得到提高： 4.3.1 区块采油速度得以大幅提升 锦 89 块通过实施二次开发，断块日产油是二次开发前的 5.5 倍，年产油是二次开发前的 3 倍。区块采油速度由二次开发前的 0.67%提高至3.08%。 4.3.2 可采储量增加，采收率提高 通过地质再认识，断块含油面积增加 0.165Km2，地质储量增加128.01104t，储量增加了 7 倍多，预计采收率提高 12%。 5 结论 （1）重构地下认识体系是二次开发的基础，剩余油研究是区块实现二次开发的关键。针对不同沉积相控制的稠油藏，应用剩余油研究方法并结合沉积相，准确落实了区块水淹及剩余油分布规律。 （2）在认清区块剩余油分布规律的基础上，从油藏实际出发，采用多种井型分批实施，形成了一套适合油藏地质特点的高效开发技术，也对其它类似稠油区块提供现场依据。 作者简介 乌丽娟（1980）女，工程师， 2003 年毕业于中国石油大学（华东），2010 年获南京大学构造地质专业硕士学位，现从事油藏动态开发工作。
