許國民

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

疏松砂巖油藏二次開發(fā)方式研究與實(shí)踐

許國民

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

曙三區(qū)是曙光油田主力區(qū)塊之一，出砂嚴(yán)重，實(shí)際注采井網(wǎng)極不完善，油藏開發(fā)效果較差。針對這一問題，選擇出砂最為嚴(yán)重的區(qū)塊實(shí)施二次開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)。通過重新規(guī)劃注采井網(wǎng)，開展系列防砂工藝，2個先導(dǎo)試驗(yàn)井組的油層鉆遇率及投產(chǎn)效果均達(dá)到預(yù)期目的，防砂、治砂取得初步成果。該研究為疏松砂巖油藏的二次開發(fā)提供了可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

疏松砂巖油藏;二次開發(fā);井網(wǎng)調(diào)整;防砂工藝;曙三區(qū)

引 言

疏松砂巖油藏的二次開發(fā)以精細(xì)油藏描述為基礎(chǔ)，以潛力分析為前提，采取新工藝、新技術(shù)改善油井出砂狀況，結(jié)合油藏沉積特征，通過重新部署注采井網(wǎng)，有效改善油藏開發(fā)效果，進(jìn)一步提高油藏采收率。

曙三區(qū)構(gòu)造上位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡中段杜32斷層上升盤，開發(fā)目的層為下第三系沙河街組四段杜家臺油層。油藏自1975年投入開發(fā)以來，由于泥質(zhì)含量高、儲層膠結(jié)疏松，油藏出砂嚴(yán)重，加之完井方式與油層出砂狀況不相適應(yīng)，導(dǎo)致油水井套管損壞嚴(yán)重，停產(chǎn)停注井多。截至2007年12月，曙三區(qū)杜家臺油層共完鉆油水井372口，完好井?dāng)?shù)僅為170口，占完鉆井的45.7%，區(qū)塊注采井?dāng)?shù)比為1.0∶3.2，與規(guī)劃注采井?dāng)?shù)比1.00∶1.97相距較大。受此影響，油藏最終采收率僅為27.6%，低于標(biāo)定采收率5.2個百分點(diǎn)。針對曙三區(qū)開發(fā)效果差的問題，通過油藏剩余油研究，有目的性的選擇二次開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，并在試驗(yàn)成功的基礎(chǔ)上推廣到全區(qū)，為改善油藏開發(fā)效果提供了保障。

1 油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識

1.1 構(gòu)造特征

(1)構(gòu)造形態(tài)。杜家臺油層的構(gòu)造主體為被斷層復(fù)雜化的單斜構(gòu)造，呈北東—南西長條形伸展，北東走向約50°;由北東向南西傾沒，南東傾向140°;地層傾角為11 ～13°。

(2)斷層特征。主要發(fā)育21條正斷層，可分為3組：第1組為一級主干斷層，NE走向的正斷層，與整個斜坡構(gòu)造走向一致;第2組為近NS向和NNE向的二級斷層;第3組為近EW向和SE向的三級斷層。第2組和第3組斷層與主干斷層相交，使油藏構(gòu)造復(fù)雜化。

(3)微構(gòu)造類型。通過內(nèi)插法對油藏微構(gòu)造進(jìn)行繪制，明確微構(gòu)造形成的主要原因?yàn)楹恿鞯南虑泻统涮钭饔谩⒉町悏簩?shí)作用、古地形等沉積成巖作用以及斷層附近構(gòu)造作用。

1.2 儲層特點(diǎn)

(1)儲層分布。該塊杜家臺油層平面上連續(xù)分布，平均解釋厚度為25.3 m。單井最大解釋厚度為33 m，位于曙3－08－3井一帶;最小解釋厚度為12.8 m，位于曙3－7－3井一帶?？v向上劃分為3個油層組：杜Ⅱ組為主力油層，全區(qū)分布，解釋厚度為18.7 m;杜Ⅰ組、杜Ⅲ組發(fā)育較差，厚度分別為11.7 m和6.6 m。

(2)儲層物性。杜家臺油層平均空氣滲透率為1.071 μm2，平均孔隙度為27%，粒度中值為0.160 3 mm，分選系數(shù)為1.67，縱向上滲透率變化大，杜Ⅱ、杜Ⅲ組相對較好，杜Ⅰ組最差。泥質(zhì)含量為13.85%，儲層膠結(jié)疏松，油藏出砂嚴(yán)重。

1.3 沉積微相研究

曙三區(qū)杜家臺油層是在總的水進(jìn)背景上發(fā)育起來的辮狀河三角洲沉積體，砂體沉積演化構(gòu)成4個次一級的、較為完整的辮狀三角洲進(jìn)積和退積沉積旋回。每一次進(jìn)積時，沉積微相以分流河道、河口砂壩為主;退積時，沉積微相以小型河口砂壩和前緣薄層砂為主，最后以辮狀三角洲湖相泥巖沉積結(jié)束。其中，主力砂巖組杜Ⅱ1－4、杜Ⅱ8－11及杜Ⅲ3－5發(fā)育水下分流河道微相、水下分流河道遠(yuǎn)端微相、河道間薄層砂微相以及前緣席狀砂微相。

1.4 油藏類型

曙三區(qū)杜家臺油層為巖性－構(gòu)造油氣藏。受沉積及構(gòu)造影響，油氣層厚度變化大，連通性較差，油層在平面上相互疊加連片，且多分布在構(gòu)造高部位。各次級斷塊沒有統(tǒng)一的油水界面。

2 剩余油分布規(guī)律研究

通過了解地下剩余油的數(shù)量和分布狀況，為合理進(jìn)行井網(wǎng)重新部署打好基礎(chǔ)，合理經(jīng)濟(jì)地開采出剩余油。依據(jù)曙三區(qū)杜家臺油層地質(zhì)特點(diǎn)和開發(fā)情況，運(yùn)用測井、動態(tài)分析、數(shù)值模擬等3種方法對油藏剩余分布規(guī)律進(jìn)行研究。

(1)測井方法。利用碳氧比能譜測井［1］可有效識別油井各層水淹狀況，為剩余油研究提供依據(jù)。通過對區(qū)塊2000年以來完鉆井的碳氧比資料進(jìn)行分析解釋，顯示各斷塊中部注采井網(wǎng)完善區(qū)域含油飽和度低，而邊部含油飽和度較高。如杜21塊曙3－06－3井區(qū)含油飽和度低于35%，其他井區(qū)的含油飽和度仍為65%左右，基本未得到動用。

(2)動態(tài)分析法。依據(jù)鉆井、試油及生產(chǎn)過程中所錄取的各項(xiàng)生產(chǎn)資料，結(jié)合油藏構(gòu)造、儲層、沉積微相等研究成果，綜合分析平面及縱向油水分布規(guī)律，確定剩余油富集區(qū)。動態(tài)分析結(jié)果顯示，杜18塊、曙3805塊、杜26塊及杜16塊中部動用程度相對較高，而其他區(qū)域動用程度較低。

(3)數(shù)值模擬法。數(shù)值模擬采用Eclipse數(shù)模軟件，采用128×61×17三維網(wǎng)格地質(zhì)模型［2］，網(wǎng)格步長為40 m。利用地質(zhì)模型提供的正交網(wǎng)格數(shù)據(jù)體進(jìn)行參數(shù)調(diào)整擬合儲量，模擬計(jì)算儲量相對誤差為0.038%。動態(tài)歷史擬合主要有壓力擬合、產(chǎn)油和產(chǎn)水?dāng)M合，含水率擬合等，其區(qū)塊平均壓力、累計(jì)產(chǎn)油量和綜合含水率的擬合計(jì)算值與實(shí)際值的相對誤差率分別為1.5%、0.8%、6.8%，單井的生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合指標(biāo)也基本控制在擬合精度范圍內(nèi)。根據(jù)區(qū)塊的實(shí)際情況，對生產(chǎn)井采用定油量的方法，對于注水井采用定壓與定液并存的方法。模擬結(jié)果表明，僅含水率比實(shí)際值略高，其他項(xiàng)目與實(shí)際值基本相符。

(4)油藏剩余油分布規(guī)律。綜合幾種方法的研究結(jié)果，油藏剩余油分布規(guī)律主要受到井網(wǎng)井況、斷層及微構(gòu)造影響：一是井網(wǎng)極不完善區(qū)域含油飽和度在65%以上;二是受斷層控制的區(qū)域含油飽和度在60%以上;三是微構(gòu)造高部位含油飽和度在55%左右;四是在井網(wǎng)相對完善區(qū)域，水淹多呈點(diǎn)狀分布，井間剩余油較為富集。

3 二次開發(fā)方式研究

3.1 二次開發(fā)試驗(yàn)區(qū)的選擇

為做好油藏二次開發(fā)，需選擇有代表性的區(qū)塊、有推廣價值的工藝、有利于提高最終采收率的注采井網(wǎng)進(jìn)行先導(dǎo)試驗(yàn)，進(jìn)而在曙三區(qū)杜家臺油層全面實(shí)施。

曙三區(qū)杜家臺油層中出砂最為嚴(yán)重、注采井網(wǎng)最不完善、采出程度最低的區(qū)塊是杜21塊。杜21塊位于曙三區(qū)杜家臺油藏北部，為3條斷層切割的單斜構(gòu)造，西北高，東南低，構(gòu)造頂深為975～1 254 m，地層傾向?yàn)槟蠔|140°，地層傾角為11～13°。油層平面上連續(xù)分布，平均解釋厚度為25.3 m，單井最大解釋厚度為33 m。區(qū)塊共有油水井22口，平均單井累計(jì)出砂量均大于4 m3。受油藏出砂影響，22口油水井僅在曙3－06－3井區(qū)開井2口，其余均因出砂套管損壞關(guān)井，區(qū)塊處于停產(chǎn)停注狀態(tài)，采出程度僅為6.52%，與曙三區(qū)整體對比低15.66個百分點(diǎn)。根據(jù)杜21塊實(shí)際注采狀況，在沉積相及剩余油研究的基礎(chǔ)上，開展系列防砂試驗(yàn)，重新部署規(guī)劃注采井網(wǎng)，對區(qū)塊進(jìn)行二次開發(fā)。

3.2 二次開發(fā)適用性研究

(1)開發(fā)原則。根據(jù)該塊油層的發(fā)育特點(diǎn)及油井生產(chǎn)能力，開發(fā)中應(yīng)遵循以下原則：一是采取整體部署、分批實(shí)施、及時調(diào)整、不斷完善的開發(fā)原則;二是采取早期注水補(bǔ)充能量的開發(fā)方式，選擇比較完善的試采井組進(jìn)行注水試驗(yàn);三是滿足采油速度，爭取獲得較高的采收率，使油田開發(fā)獲得好的經(jīng)濟(jì)效益。

(2)開發(fā)層系的劃分。根據(jù)上述開發(fā)原則及杜21塊油層發(fā)育狀況，該塊應(yīng)采用1套層系開發(fā)較適宜，原因?yàn)椋阂皇嵌偶遗_油層厚度薄，只有25.3 m左右，單儲系數(shù)為2.9×104t/(km2·m);二是油藏具有統(tǒng)一的壓力、溫度系統(tǒng)。

(3)井網(wǎng)井距的確定。為滿足一定的采油速度和穩(wěn)產(chǎn)年限的要求，井距需遵循以下原則：一是可有效地控制和動用絕大多數(shù)的油層和儲量;二是在水驅(qū)開發(fā)條件下，保證有較高的注水波及系數(shù);三是要有較好的經(jīng)濟(jì)效益。為確定合理井網(wǎng)密度［3］，通過變換謝爾卡喬夫公式［3］，采用曲線交會法得出合理井網(wǎng)密度為5口/hm2，計(jì)算合理井距為223 m。結(jié)合油藏沉積微相及剩余油分布規(guī)律，考慮到區(qū)塊注水開發(fā)生產(chǎn)實(shí)踐中注水效果實(shí)際沿構(gòu)造下傾方向見效明顯的情況，規(guī)劃井距為250 m×200 m。

(4)注采方式的選擇。杜21塊屬于高滲透砂巖油藏，采用面積注水方式可使油井均處于注水第一線，且油井能夠多向受效，隨著采出程度的提高，后期調(diào)整的余地較大。由此確定杜21塊采用反九點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)，共部署調(diào)整井23口，其中采油井18口，注水井5口。

3.3 系列防砂技術(shù)研究

在曙三區(qū)二次開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)過程中，結(jié)合試驗(yàn)區(qū)具體情況對原來的全過程綜合防砂技術(shù)進(jìn)行改進(jìn)，使其更適應(yīng)出砂油藏的開發(fā)。

(1)鉆完井方式的改變。改變?139.7 mm普通套管完井，選用?177.8 mm加厚大套管完井，便于油水井作業(yè)、沖砂、防砂及其他配套措施的實(shí)施;油層段選用TP120TH外加厚套管，提高套管抗損壞能力，保證油水井完好率。提高固井質(zhì)量，防止水泥環(huán)竄槽。

(2)射孔工藝的改變。改變16孔/m的普通射孔方式，采用30孔/m、八相位螺旋布孔的高孔密防砂射孔技術(shù)，增大泄油面積，減緩液流速度，控制油層出砂。

(3)作業(yè)壓井液的改變。改變常規(guī)水基壓井方式，在水基型壓井液中添加防膨劑，抑制黏土損害，防止近井地帶黏土水化膨脹出泥漿。

(4)早期排砂技術(shù)的改變。改變早期普通泵投產(chǎn)方式，選擇水力噴射泵投產(chǎn)，進(jìn)行強(qiáng)制排砂，排空近井地帶浮砂。

(5)中后期防砂技術(shù)的改變。改變以往常規(guī)防砂技術(shù)壓裂半徑小、填砂量少的缺點(diǎn)，采用高強(qiáng)度、大劑量的地層深部壓裂防砂技術(shù)［4］，擴(kuò)大防砂半徑。

(6)舉升工藝的改變。改變普通泵生產(chǎn)方式，采用攜砂采油技術(shù)，防止井筒沉砂造成砂卡，延長檢泵周期。

(7)改變直接轉(zhuǎn)注的注水方式。轉(zhuǎn)注前嚴(yán)格處理水質(zhì)，要求注入水水質(zhì)與地層配伍，轉(zhuǎn)注前實(shí)施黏土防膨處理［5］，正常注水一段時間后，實(shí)施二次防膨，防止注入水引起黏土水化膨脹，形成泥漿，導(dǎo)致出砂。

4 二次開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)

4.1 先導(dǎo)試驗(yàn)情況

按照“評價、研究、部署、試驗(yàn)、推廣”的工作程序，2007年1月第1口二次開發(fā)試驗(yàn)井投產(chǎn)。新井采用?177.8 mm加厚大套管完井，30孔/m、八相位螺旋布孔的高孔密防砂射孔，射開油層厚度為21.4m/6層，初期排液采用射流泵生產(chǎn)，日產(chǎn)液為17.4 t/d，日產(chǎn)油為15.3 t/d，含水率為12%。2007年，經(jīng)射流泵強(qiáng)排之后實(shí)施深部防砂，日產(chǎn)液為9.2 t/d，日產(chǎn)油為8.2 t/d，含水率為11%。截至2007年12月，生產(chǎn)316 d，累計(jì)產(chǎn)油3 018 t，累計(jì)產(chǎn)水481 m3。與相鄰老井對比，初期日產(chǎn)油增加3.3 t/d，沖砂檢泵周期由15 d延長至242 d。

在試驗(yàn)井取得初步成功的基礎(chǔ)上，2個先導(dǎo)試驗(yàn)井組共12口井陸續(xù)完鉆投產(chǎn)，均采取系列防砂工藝，油層鉆遇情況及油井產(chǎn)能達(dá)到預(yù)期效果。12口新井平均單井鉆遇油層及差油層共26 m，與老井對比提高2.1 m。采用水力射流泵投產(chǎn)，平均單井初期日產(chǎn)液為13.2 t/d，日產(chǎn)油為5.2 t/d，含水率為61%，階段排砂16.8 m3。完成深部防砂后，平均單井日產(chǎn)液為6.3 t/d，日產(chǎn)油為4.3 t/d，含水率為31.7%。

通過巖心分析資料，結(jié)合砂巖油藏注水標(biāo)準(zhǔn)，確定杜21塊注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，并在轉(zhuǎn)注水前實(shí)施黏土防膨處理。2007年12月，依據(jù)轉(zhuǎn)注原則共實(shí)施轉(zhuǎn)注水井2口，初期日注水為120 m3/d，2008年12月日注水為100 m3/d，累計(jì)注水2.53×104m3，注水工藝基本滿足油藏需要。

4.2 階段效果分析

通過油藏整體井網(wǎng)調(diào)整及系列防砂試驗(yàn)的開展，杜21塊在防砂試驗(yàn)及油藏開發(fā)上均取得一定效果。

(1)系列防砂試驗(yàn)取得成功。杜21塊新井與相鄰老井對比，老井平均生產(chǎn)101 d后因出砂套管損壞關(guān)井，新井平均生產(chǎn)418 d仍正常生產(chǎn)，老井檢泵周期為31 d，新井檢泵周期為153 d，油藏出砂狀況得到了有效控制(表1)。

(2)區(qū)塊初步見到注水效果。2011年4月，2個注水井組內(nèi)有2口油井見到明顯水驅(qū)效果，日產(chǎn)液由9.7 t/d上升至29.1 t/d，日產(chǎn)油由7.4 t/d上升至9.8 t/d，含水由23.7%上升至66.3%;同時，地層壓力由5.63 MPa恢復(fù)至6.82 MPa，動液面由轉(zhuǎn)注前的1 000.1 m上升至871.0 m。

表1 新井與老井檢泵周期對比

(3)油藏開發(fā)指標(biāo)得到一定改善。日產(chǎn)液量由6 t/d增至52.4 t/d;日產(chǎn)油由2 t/d增至24.5 t/d;采油速度由0.05%增至0.55%。

5 結(jié)論

(1)精細(xì)地質(zhì)研究是油藏提高開發(fā)效果的技術(shù)基礎(chǔ)，積極開展剩余油評價是優(yōu)化部署的前提。

(2)有針對性地開展系列防排砂試驗(yàn)是二次開發(fā)成功的基礎(chǔ)，目前曙三區(qū)防砂、治砂試驗(yàn)井生產(chǎn)穩(wěn)定，沖砂周期明顯延長，防砂治砂取得初步成果。

(3)針對出砂油藏的注水井實(shí)施防膨措施，是保證注好水、注夠水的前提。

(4)將精細(xì)地質(zhì)研究與適合于出砂油藏的完井方式相結(jié)合，保證了油水井正常生產(chǎn)，為稀油出砂區(qū)塊二次開發(fā)提供可借鑒經(jīng)驗(yàn)。

［1］韓清忠，徐金武，李厚裕，等.碳氧比測井解釋的理論模型及應(yīng)用［J］.測井技術(shù)，1997，21(4)：272－275.

［2］張烈輝.油藏數(shù)值模擬基本原理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005：185－190.

［3］陳元千.不同布井方式下井網(wǎng)密度的確定［J］.石油勘探與開發(fā)，1986，13(1)：60 －62.

［4］宋福軍，劉偉，等.曙三區(qū)綜合防砂研究與應(yīng)用［J］.特種油氣藏，2006，13(S0)：170 －172.

［5］魏秀麗，周江，Tague J R，等.用黏土穩(wěn)定劑改善防砂效果［J］.國外油田工程，2001，17(5)：11－13.

Research and practice of redevelopment methods for unconsolidated sandstone reservoirs

XU Guo－min
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

As one of the principle producing blocks in Shuguang oilfield，Block Shu3 has serious sanding problem，incomplete flooding pattern and poor development response．Therefore，a unit with the most serious sanding problem has been selected to carry out a pilot test of redevelopment．The pilot test was conducted in 2 well groups by rearranging flooding pattern and implementing a series of sand control technologies，both of the reservoir encountering rate and production effect have achieved the expectation，and preliminary success has been achieved in sand control and sand treatment．The study results have provided helpful knowledge for redevelopment of unconsolidated sandstone reservoirs．

unconsolidated sandstone reservoir;redevelopment;well pattern adjustment;sand control technology;Block Shu3

TE343

A

1006－6535(2012)02－0082－04

20110715;改回日期：20110919

中油遼河油田公司二次開發(fā)重點(diǎn)試驗(yàn)項(xiàng)目“曙三區(qū)綜合防砂先導(dǎo)試驗(yàn)方案”(200778)

許國民(1963－)，男，高級工程師，1983年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油地質(zhì)專業(yè)，《特種油氣藏》第八屆編委，現(xiàn)從事油田開發(fā)工作。

編輯姜 嶺