薄互层火驱井网完善技术研究

薄互层火驱井网完善技术研究

柴 标

中油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁 盘锦 124109

摘要：杜66断块区火驱开发始于2005年，历经多年技术攻关，年产油由转驱前13万吨上升到目前的24万吨，基本上实现常规火驱技术的完善配套。但在火驱开发过程中，注采井网完善程度低严重制约着火驱效果的持续改善，因此通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，取得了较好的效果，阶段采收率提高14.2%。实践表明，注采井网的完善是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低，为完善注采井网，平均实施更新、大修、复产等工作达50口以上，因此深入研究火驱优化井网完善技术对火驱开发意义重大。

关键字：薄互层、火驱、配套工艺、井网完善

1概况

1.1 地质概况

曙光油田杜66块位于曙光油田西南部。构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层，属扇三角洲前缘相沉积。含油面积4.9km²，地质储量3940×10⁴t。油层储层岩性主要为含砾砂岩及不等粒砂岩，分选中等偏差；属于中高孔、中高渗储层。油层产状主要为薄～中厚层状，油藏类型为层状边水油藏。20℃原油密度为0.9001～0.9504g/cm³，50℃时地面脱气原油粘度为325～2846 mPa·s，为普通稠油。纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组，10个砂岩组，30个小层，为典型的薄互层状稠油油藏^[1]，标定采收率为27.2%，可采储量1070.6×10⁴t。

1.2 开发历程

截止至火驱开发前，区块已经过30多年的蒸汽吞吐开发，进入吞吐开发后期，具有“高周期、高采出程度、低压、低产、低油汽比”的特点^[2]。为寻求油藏有效的稳产接替方式，2005年开展了火驱开发先导试验，并获得成功。截止目前，杜66块共有火驱井组117个，控制地质储量4575万吨；油井538口，开井409口，日产液3107t/d，日产油712t/d，含水77.4%；注气井117口，开井100口，日注气106Nm³/d。年产油24.1×10⁴t，瞬时空气油比1488Nm³/t，累计空气油比1112Nm³/t。

2井网完善技术研究

完善的注采井网是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低^[3]，从2013年以来，通过有序实施更新、大修、复产等工作，火驱井网不断完善，平均每年实施56口，累计实施393口（注气井69口，生产井324口）。其中324口生产井年均产油达到15万吨，占比60%，带动火驱产量持续上升，从复产类型来看，更新井占比16%，大修井占比19%，长停井复产占比25%。复产效果主要受以下因素影响：

2.1油藏条件

2.1.1沉积构造

共有230口复产井位于河道，占比71%。从生产效果来看，位于河道单井日产油2.4吨，分流间日产油仅1.8吨，河道复产井效果好于分流间。

以同区域两口井曙1-37-431井和曙1-38-K041井来看，位于河道方向投产后生产效果好于位于分流间。

2.1.2储层物性

采取散点图确定储层物性下限：油层厚度＞22m，孔隙度＞20%，渗透率＞900毫达西，含油饱和度＞25%，生产效果好。

曙1-37-K045井与曙1-37-K043井在射孔厚度相同的条件下，曙1-37-K045井物性条件好于曙1-37-K043井，生产效果也好于曙1-37-K043井。

2.1.3连通状况

204口油井连通系数大于0.8，单井日产油2.3吨，120口井油井连通系数小于0.8，单井日产油1.9吨，连通系数越大，复产效果越好。

复产井曙1-38-461井连通系数达到0.88，同区域油井曙1-36-K49井连通系数仅为0.73，曙1-38-461井复产后初期日产达到13.3吨，曙1-36-K49井复产后初期日产仅4.7吨。

2.2井距大小

从井距大小来看：100m的井距边井好于140m的井距角井，井距大于140m的边缘井效果最差。井距越小，复产效果越好。

同区域曙1-44-K39井距离注气井100m，曙1-44-K38井井距离注气井140m，更新后同期日产油对比显示100m井距效果日产油11.3吨，好于140m井距的9吨。

2.3复产时机

2.3.1建立燃烧阶段

统计显示地层压力大于4Mpa，日产能力5.8吨/天，地层压力2-4Mpa之间，日产能力2.8吨/天，地层压力小于2Mpa，日产能力1.1吨/天，产量取决于地层压力，地层压力越高，日产越高。

同区域曙1-48-0251井地层压力5.6Mpa，高于曙1-47-0251井2.1Mpa，生产效果也显示曙1-48-0251初期日产油9.2吨高于曙1-47-0251井的3.5吨。

2.3.2火线形成阶段

统计显示累注空气量大于3000万标方，日产能力4.8吨/天，累注空气量2000-3000万标方之间，日产能力2.9吨/天，累注空气量小于2000万标方，日产能力0.9吨/天，产量取决于累注气量，累注气量越高，日产越高。

曙1-46-K33井复产时区域累注气3811万标方，复产后初期日产油11.2吨，同年实施曙1-45-K24井，区域累注气1542万标方，复产后初期日产油8.7吨。

2.3.3热效驱替阶段

统计显示CO₂含量大于20%，日产能力4.2吨/天，CO₂含量16-20%之间，日产能力2.3吨/天，CO₂含量小于16%，日产能力0.8吨/天，产量取决于燃烧状态，CO₂含量越高，日产越高。

如曙1-45-K036井位于2010年转驱的10井组，井组累注气量达到3134万标方，更新前周边油井均见到火驱效果，该井2015年更新后，周期产量表现为递增趋势，且尾气排量显著提高，二氧化碳含量在18%以上，生产效果较好。

2.4复产方式

从复产后初期日产能力来看，更新井9.5吨，侧钻井6.1吨，大修井4.5吨；从复产阶段日产对比来看，更新井4.1吨，侧钻井2.9吨，大修井1.6吨。更新效果最好，侧钻次之，大修内衬效果较差。

同区域三口井油层发育、连通状况、累采状况均相同，但按不同方式复产后，更新效果好于侧钻，大修最差。主要原因是更新侧钻对比大修修井有位移，且大修侧钻后管径小，后期配套措施受限。

综上所述，复产井在油藏条件上，需优选河道方向、储层物性好、连通系数高的区域实施；井距大小需优选井距小的边井实施，边缘井可不实施；复产时机上优选地层压力高、累注气量高、燃烧状态好的区域实施。

3实施效果

2020年，火驱阶段实施更新、侧钻、大修等复产工作量15口，平均单井日产油2.5吨，对比2019年提高0.2吨，阶段产油3455吨，油汽比0.24。随着注采井网的完善,储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比由1：2.5降低到1：3.1，接近标准井网的1：3.8；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由71%提高到73%，见效方向逐步增加。

4结论和认识

4.1完善注采井网是火驱开发的基础。

4.2地层压力上升是火驱增产的灵魂。

4.3丰富的剩余油是注采井网的保证。

4.4蒸汽吞吐是改善火驱效果的方式。

参考文献：

[1] 张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.

[2] 柴利文，金兆勋.中深厚层稠油油藏火烧油层试验研究[J].特种油气藏,2010,17(3)。

[3] 左向军.曙光油田杜家台油层稠油热采参数优选研究[J].石油勘探与开发.2006.8：79-84。