改善低速难采区块开发效果探究

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1、改善低速难采区块开发效果探究　　摘要：A块为某油田低速难采区块之一，主要采取蒸汽吞吐开发方式，因油藏埋藏深、储层物性差、原油粘度高等原因导致常规注汽压力高、干度低、效果差，蒸汽吞吐开采“注不进、采不出”，多数油井关井或改捞油生产，区块一直处于低速难采状态。通过开展油藏地质特征再认识以及以及压裂改造、粘土防膨、酸化解堵降压注汽、注汽参数优化等相关采油工艺配套技术研究，区块开发效果明显改善，实现了难采储量有效动用。关键词：开发效果；中图分类号：TE34文献标识码：A文章编号：8A块地理上位于某省台安县境内，构造上处于辽河西部凹陷西斜坡北端某油田莲花油层

2、鼻状构造北端。上报探明含油面积1.5km2，石油地质储量767×104t。于1987年投入开发，主要层系为下第三系沙河街组三段莲花油层Ⅴ、Ⅵ砂岩组。储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩，油层物性较好，平均孔隙度23%，平均渗透率1138×10-3μm2。碳酸岩含量极少。粒度中值为0.44mm，但分选较差，平均分选系数为1.94。为近物源浊流砂体沉积的特征。Ⅴ砂体储层以砂砾岩为主，Ⅵ砂体储层以砂砾岩为主。A块为纯油藏，油层埋深1600～1850m，油层分布主要受砂体分布控制，向西部尖灭，东部被断层遮挡，北部认识较浅，为一岩性～构造油藏。油层的展布

3、沿长轴呈北东向，区块主体部位较厚，向东西两侧变薄。1开发现状及存在问题1.1开发历程按开发方式划分，A块可分为两个开发阶段：即常规开采和蒸汽吞吐开采阶段，目前为吞吐开采阶段。1.1.1常规采油阶段（1987年6月～1988年7月）A块于1987年按210m井网依靠天然能量进行常规采油，采用泵下掺油生产，初期平均单井日产油量12.7t，至1988年7月共投产17口井，开井7口，常规阶段产油量3.8406×104t，采油速度0.51%，采出程度0.5%，阶段末油层压力14.2MPA。1.1.2蒸汽吞吐采油阶段（1988年8月～1998年9月）（1）19

4、88年8月～1998年9月。1988年8月，A块按《辽河油田稠油热采开发方案》开始蒸汽吞吐开发。至1998年9月蒸汽吞吐有效期结束，共吞吐23口井、74井次，平均单井吞吐轮次4.9轮，累计注汽22.0693×104t，阶段产油13.9057×104t，阶段产水3.7228×104m3，阶段采出程度1.81%，吞吐油汽比0.63，阶段回采水率16.9%。8（2）1998年10月～2005年12月。由于吞吐效果较差，1998年10月后该块不再进行蒸汽吞吐开采，2003年12月全块转为捞油生产。（3）2006年1月～目前。通过老井恢复和新井投产，采取压裂

5、改造和高压注汽提高区块储量动用阶段。1.2开发现状截止2012年12月，A块共有油井35口，开井26口，日产液252t，日产油64t，综合含水74.5%，年产油2.0462×104t，年注汽6.5509×104t，年油汽比0.31。累积产油34.6576×104t，累积产水22.8102×104m3，累积注汽25.9523×104t，累计油汽比1.34，累计采注比0.79，采油速度仅为0.27%，采出程度4.43%。1.3开发过程中存在的问题从区块1987年投入全面开发的开发历程来看，除初期上产阶段依靠投产新井区块日产油达到100t以后，区块产量一

6、路下滑，到1989年就已掉到90t以下，经过10年的开发至1998年底，区块日产油只有10t左右，采油速度仅在0.1%左右。到目前经过近二十几年的开发，采出程度仅为4.5%。1.3.1平面、纵向上油井产能差异大，储量动用程度差异大8从区块投产的23口老井的情况看，产能高的井主要集中在以A24、A022和高A023井所围成的区域内，其它部位投产的井效果较差。整体的分布情况就是中西部油井产能高，其它部位产能低或不出。在高产区的石油地质储量约200×104t，采出程度近10%。从已投产的23口老井生产的层位看，有14口井单采Ⅴ砂体，累计产油量大于1×10

7、4t的井有6口，最高的达3.2×104t；累计产油量大于3000t的有3口。莲花油层Ⅴ、Ⅵ砂体合采的井有5口，有2口产量在1×104t以上，最早投产的A24井，累计产油达5.4×104t。而单采Ⅵ砂体的井只有一口累计产油达到5200t，其它均在1000t以下。这些井投产后的产量情况表明，Ⅴ砂体油井常规投产，产能高，储量动用程度较好；Ⅵ砂体油井常规投产效果极差，储量动用程度差。2006年完钻的高3-6-0205井RFT测试资料表明，Ⅴ砂体油层压力系数为0.6，Ⅵ砂体油层的压力系数为0.8，也说明Ⅴ砂体储量动用程度好于Ⅵ砂体。1.3.2蒸汽吞吐注汽压力

8、高、干度低8区块注汽压力统计数据表明，随着吞吐轮次的增加，注汽压力不仅没有下降，反而呈现出上升趋势，部分油井因注不进、采不