齐108块潜力分析及挖潜技术

2023-01-31

1 油藏基本概况

齐108块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部, 欢喜岭上台阶中段上倾部位。总体构造形态为一在斜坡背景下发育的、被断层复杂化的断裂背斜构造, 地层由北西向南东倾斜, 地层倾角8°-10°。开发主力目的层为沙三下莲花油层。

1990年9月以蒸汽吞吐方式投入开发, 截止目前, 全块共投产各类井451口, 开井数为215口, 累计生产原油766.4707万吨, 累计产水1933.1619万吨, 油井平均注汽轮次已达到14.7轮, 累计油气比0.48, 采注比1.70, 返水率1.20, 区块采出程度达到31.7%。

2 油藏潜力分析

2.1 纵向动用程度分析

2.1.1 吸汽剖面统计资料分析统计齐108块138口井, 纵向动用厚度为2829.4m, 动用程度为86.2%。

2.1.2 分层系采出程度分析根据分层系产量计算齐108块各层系剩余可采储量表明, 上部油层动用好, 而下部油层富集。莲Ⅲ油层采出程度相对较低, 单井控制剩余储量较多达4.84万吨。

2.2 平面动用程度分析

2.2.1 温度观察井分析温度观察井实测资料表明:多周期吞吐生产后, 距油井小于35m的范围内温度升幅较大, 说明动用较好;35-65m的范围内温度升幅较小;而65m以外的范围内, 温度变化较小, 动用相对较差。分析显示, 齐108块油井在35m区域内已基本动用。

2.2.2 侧钻前后含油饱和度对比分析侧钻位移小于30m油井, 侧钻后油井平均含油饱和度为31.6%, 比侧钻前降低22.9%;侧钻位移在30-50m范围的油井, 侧钻后油井平均含油饱和度为40.7%, 比侧钻前降低12.1%;侧钻位移大于50m的油井侧钻后油井平均含油饱和度为48.7%, 比侧钻前降低4.8%。由此可见, 平面动用半径在30m左右。

3 挖潜配套技术

3.1 深化剩余油分布研究, 加大地质措施优选力度

选取剩余油富集区实施相应的措施挖潜, 实现措施产量的有序接替。共实施侧钻、大修、补层等措施8口, 措施效果均达到了预计的水平, 累计增油3374吨。

3.2 利用分注、选注技术有效动用低渗层

齐108块莲花油层, 由于层间的非均质性及蒸汽超覆作用, 造成油层纵向上吸汽不均, 并且多周期蒸汽吞吐, 吸汽层重复吸汽, 不吸汽层仍得不到动用。根据吸汽剖面监测资料, 对吸汽不均的油井进行分层注汽, 改善纵向吸汽状况, 提高吞吐效果。共实施7口井, 增油2810吨。

3.3 利用化堵技术, 重新挖潜出水油层

边部单油层厚度大, 油质稠, 开采周期短易出水。为解决这一问题, 应用化学堵水技术, 控制油井含水上升速度, 提高油层动用程度, 改善蒸汽吞吐效果, 增加油井产量。共实施化堵措施4井次累增油11614吨。

3.4 水动力学技术, 复产水淹区长停井

经过长时间、高轮次的蒸汽吞吐, 地层油水重新运移, 边部因出水而长期停关的1-6、02-14、07-1井本次复产注汽后效果显著, 注汽量较上周期减少了455吨, 累增油1850吨。

4 开发效果

4.1 采出程度高

区块吞吐阶段标定采收率30.66%, 目前采出程度已高达。

4.2 含水上升率低

2014年区块综合含水由年初的91.2%下降至年底的90.5%, 含水上升率为负值。

4.3 递减减缓

2009年以前区块自然递减均在44%以上, 2014年自然递减降低为35.0%。2014年综合递减仅0.12%, 为历年最低。

4.4 油汽比稳定

2012年以来区块油汽比基本稳定在0.26左右, 且略有上升。

5 经济效益评价

通过上述措施的应用, 共实施措施22井次, 累计增油19648吨, 当年创经济效益为1411.7万元, 投入产出比1:2.1。

6 结语

6.1 地质条件复杂, 油藏动态认识有限, 应加强油井测试资料的录取, 以进一步认清规律。

6.2 蒸汽吞吐后期配套技术措施取得良好开发效果, 为继续挖掘剩余油提供依据。

6.3 区块压力低、采出程度较高, 可加强开采方式转换实验研究。

摘要：齐108块是一个开采近25年的稠油区块, 采出程度31.0%, 综合含水90.5%, 吞吐阶段后期开采难度加大。为最大限度的挖掘剩余油, 从纵向以及平面上强化油层潜力分析, 有效地利用大位移侧钻、补射潜力层、化学堵水、分注等工艺地质技术, 累计实施各类措施22井次, 累计生产原油19648吨, 创经济效益1411.7万元, 储量得到有效动用, 具有较高的技术经济价值和广泛的社会效益。

关键词：吞吐后期,剩余油,潜力分析,侧钻,分注,化学堵水