薄互层稠油油藏未动用储量研究与实践

温秋梅

（中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124109）

摘要：曙光油田杜48块杜家台油层为典型的薄互层稠油油藏，常规吞吐开发近30年，可采储量采出程度达到94%，已进入吞吐开发后期，杜0组油藏地质储量508×104t，由于储层发育薄、物性差、构造及油水关系复杂、油层出砂严重，长期未有效动用。近年来，通过综合利用VSP测井、地震精细解释、储层评价等多种技术手段，并采用直井+水平井的分区开发方式，共规划新井49口，实施后区块采油速度大幅上升，有效盘活了该区域未动用储量。

关键词：薄互层稠油油藏、未动用储量、地震精细解释、水平井

前  言

杜48块从2008年开始实施二次开发以来，共有42口井生产过杜0组。由于和主力油层物性差异较大，整体采出效果差，采出程度仅3.4%。在深入认知地质体和开展储层二次评价的基础上开展二次开发研究，重构二次开发井网，配套先进、有效的热采和防砂工艺，有效盘活了该区域未动用储量，实现了杜48块杜0组储量的有效开发。

1、区块概况

杜48块杜0构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，构造形态表现为由北西向南东倾斜的单斜构造，四周为断层围限，内部为多条次级断层切割。地层倾角7°～14°，油藏埋深760-1350m，含油面积4.3平方公里，地质储量508万吨。

杜48块杜0组共有42口井生产杜0组，其中直井23口、水平井19口。目前开井31口，日产油150t，平均单井4.8t，阶段累产油17.3×104t，平均单井4109t，油汽比0.38，采油速度0.11%，阶段采出程度3.4%。

2、研究背景

杜48块杜0组由于储层物性差，常规注汽生产效果差，储量长期未得到有效动用。

2.1、储层物性差，原油粘度高

杜0组储层岩孔隙度平均26%，渗透率350×10-3μm2 ，原油物性相对较差、粘度较高，地面脱气原油粘度9731mPa•s。

2.2、早期注汽质量差，生产效果差

杜0组单独生产时常规注汽质量差，合采时不吸汽，生产效果差。

2.3、无完善的开发井网，储量动用差

历史上有42口井生产过杜0组（合采41口井，单采1口井），累产油15.1×104t，采出程度仅3.4%，储量基本未动用。

3、油藏地质特征再认识

3.1、杜0组地层划分

依据岩性组合，电测曲线形态，沉积旋回组合特点以及考虑了沉积演变的连续性和厚度变化的合理性等因素，重点应用了特征清楚的视电阻率曲线、感应曲线、微电极曲线和自然电位曲线。通过选择典型井剖面，建立主干对比剖面由大到小逐级对比划分，将该块杜0砂岩组分为3个油层组，总计5个小层。

3.2、构造特征

杜0组油层构造形态表现为由北西向南东倾斜的单斜构造，四周为断层围限，内部为多条次级断层切割。地层倾角7°～14°，油藏埋深760-1350m。内部断层较为发育，主要发育的14条断层均为正断层，主要为北东-南西向展布。其中有3条断层平面延伸长度大于4km，其余10条断层平面延伸长度在1-2.5km之间。

3.3、沉积特征

本区块杜家台油层是在斜坡缓慢抬升背景下，超覆形成的扇三角洲沉积，储层以前缘相为主，杜Ⅰ、Ⅱ组为分流河口砂坝亚相及薄层砂亚相，杜Ⅲ和杜0组为以洪水波及，局部滑塌两种类型形成的小型水下扇沉积。

杜0组主要沉积微相类型为水下分流河道、河口坝、前缘薄层砂及分流间泥微相。

3.4储层特征研究

储层以前缘相为主，储层岩性以细砂岩和中粗砂岩为主，各占29.09%、26.70%。粒度中值平均为0.188mm，平均泥质含量10.4%。岩石矿物成份以长石、石英为主，含量分别为32%～48%、28%～40%。杜0组孔隙度平均为27.9％，透率平均为350×10-3μm2；胶结物主要为碳酸盐和泥质，粘土矿物以蒙脱石为主，相对含量占62.5%。岩石颗粒磨圆中等，胶结方式主要为孔隙～接触式，胶结程度较差，岩性疏松。

杜0组砂体分布呈迭加连片的扇状分布，厚度变化较大。

3.5油层分布特征

本次研究以岩心分析资料为基础，以试油资料为依据，结合测井二次解释成果和储层分布特征综合分析判断油水层。根据所收集的资料，建立有效厚度的电性标准和含油性标准。

确定电性下限为：电阻率大于8Ω·m，孔隙度大于13%。

油层分布受砂体和物性控制，分布不稳定，在少数井点，由于储层物性变差，有效厚度在曙1-52-022～55-017井连线以东地区砂岩减薄，物性变差，油层尖灭。

4、滚动开发潜力分析

4.1、有一定的能量基础

常规注汽不吸汽，生产效果差，但2008年后采用高压注汽工艺提高干度，试采取得较好效果。

可疑油层取得一定产能，曙1-50-021井杜032组油层厚度18.5m，测井解释为水层，2012年注汽1000m3 ，初期日产油6.3t,累产油210t，证实该小层为油层。

4.2、油水关系明确

扩边井曙1-53-21和曙1-54-021井的试采资料及油藏研究结果表明，北部扩边区杜0组油藏不是单一的纯油藏，顶部发育一套水层。从曙1-53-K22生产杜Ⅰ～杜Ⅲ组效果来看，杜Ⅰ～杜Ⅲ组油藏无明显变化。

4.3、地层能量较高

扩边区直井测压数据显示，地层保持一定的压力水平，平均压力系数0.48。

5、实施效果

按照方案整体规划，分批实施原则, 应用分区分层开发理念，分井型实施水平井26口、直井23口。

23口直井初期日产油270.1t，平均单井11.7t。目前开井14口，日产油32.2t，平均单井日产油2.2t。阶段累产油119835t,平均单井产油5210t，油汽比0.40。投产水平井26口，初期日产油554.9t，平均单井21.3t，目前开井16口，日产油56.6t，平均单井日产油3.5t，阶段累积产油152823t，平均单井5879t，油汽比0.21。取得较好效果。

6、认识

新井的陆续投产，使区块采油速度由0.11%上升到0.41%，有效盘活了该区域未动用储量，对老油区油藏未动用储量开发具有很强的借鉴意义。

参考文献

[1] 李伟忠.胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策[J].特种油气藏.2021(02).67-71

[2] 陈民锋,王振鹏,尹承哲,山珊.低渗透稠油油藏蒸汽吞吐开发储量动用界限[J].深圳大学学报(理工版).2019(03).281-288

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