辽宁省辽河油田金马油田开发公司采油作业一区 124010
前言
新海27块顶部差油层是主力开发层系顶部发育的一套低阻油层，因岩性细、电阻低，一直以来未深入研究。近几年通过构造、储层特征研究、测井二次解释及油藏类型研究等加强该油藏综合地质研究，在底部隔层评价基础上优化井位部署，按照 “分层开发”的思路在有利部位部署7口水平井。优先实施侧钻水平井海191-K25CH初期日产油26.8t，目前稳定在10t，取得显著效果。
1 概况
新海27块主力开发层系含油面积2.83km2，石油地质储量672.66×104t。从2004年开始废弃原直井井网进行二次开发，目前水平井开井43口，直井开井20口，日产油223t，综合含水94.7%，累产油131.1×104t，累产水1016.1×104m3，采油速度1.22%，采出程度19.5%，区块进入高含水末期阶段。
主力开发层系顶部发育一套低阻油层，即顶部差油层，电阻率一般8～20Ω•m，低于上、下油组水层电阻率，测井解释多为差油层。虽为低阻油层，但潜力较大。有4口老井试采，初期直井产能6～8t，单井最高累产油5370t。
当前顶部差油层地质体和产能不太落实，为了巩固二次开发效果，有效开发该油藏，开展构造、储层特征研究，测井二次解释、油藏特征研究以及试采井生产特征研究。
2 综合地质研究
2.1井震结合精细构造研究
在全区建立9条地层对比剖面，在驼峰状电阻、低时差标志层控制下对比349口老井，同时利用海181-30井零偏VSP对部署区顶部差油层进行标定。经过三维地震解释后认为该块为受大洼断层和海35断层南北夹持、内部被4条断层切割的短轴背斜构造，构造高点位于海183-28井附近，为1362.4m，构造幅度40m，构造面积3km2。
在断层控制下，进一步划分为5个断鼻，构造形态北、东缓（1°～ 2°），南、西陡（6°～ 7°）。
2.2 储层特征研究
储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、河道坝和河道间，其中位于水下分流河道的砂体十分有利。砂体展布呈现东西厚中间薄的分布形态。西部为分流河道砂体，发育较厚，一般9-12m，呈条带状，宽约500m；电阻率曲线形态主要为箱型-漏斗型。东部分流河道砂体发育也较厚，一般厚6-9m，向东西两侧变薄，呈条带状，宽150～300m；电阻率曲线形态主要为箱型。
岩性以细砂岩为主；平均孔隙度16%，平均渗透率375mD，为中孔、中渗储层；测井解释泥质含量较高，平均为30%。
2.3测井二次解释及油藏特征研究
2.3.1 测井二次解释
针对顶部差油层测井解释标准不一致的现象，根据测、录井及试采井资料制定油层、水层、干层解释标准。油层解释标准为电阻率大于12Ω•m，时差大于360μs/m，录井显示油斑以上，孔隙度大于9%，渗透率大于50mD，泥质含量小于40%。
根据该测井二次解释标准共有25个水层改油差油层，厚度254m，7个干层改油差油层，厚度60m。
2.3.2 油层分布
油层平面分布：主要受砂体展布以及岩性、物性的控制，电阻率较高部位岩性、物性好；东西两侧油层较厚，一般6-12m，向四周及中部变薄至干层或泥岩。
油层纵向分布：隔夹层向东部变薄至尖灭，储层与上油组直接接触，说明顶部差油层与上油组为一套油水系统，油水界面-1420m；南部海12-更26井区为海24断层遮挡的独立断块，且海12-更26井试采高含水，因此推断存在边水，油水界面-1392m。
2.3.3 油藏类型
油藏类型为低含油饱和度油藏，依据有三点：
1）底部反旋回韵律反应底部泥质含量高，推断存在一定的可动水和束缚水。
2）新海27块上、下油组已证实为低含油饱和度油藏。新海27－H9导眼井岩心测核磁共振结果表明平均含油饱和度52.4%。
3）生产特点反应出低含油饱和度油藏的特点。海C9-15于09年5月调至目的层，稳产4个月后含水由45%上升至78%，没有无水采油期，之后稳产至今，具有典型的低含油饱和度油藏生产特点。
2.3.4 原油性质
顶部差油层20℃地面原油密度0.941g/cm3，50℃地面原油粘度3296mPa•s，属于普通稠油。
2.3.5 储量估算
采用容积法计算石油地质储量，具体公式如下：
N=0.01AohφSoiρoa/Boi
式中：N——石油地质储量，104t
Ao——含油面积，km2
h——有效厚度，m
φ——有效孔隙度，%
Soi——含油饱和度，%
ρoa——地面原油密度，g/cm3
Boi a——体积系数
应用上述计算方法计算顶部差油层石油地质储量92.00×104t。
2.4 加强试采及生产特点研究
特征一：为低含油饱和度油藏，没有无水采油期。
四口试采井初期含水21%～87%。以海C9-15井为例，该井采用螺杆泵冷采，初期日产油8.4t/d，含水达54.5%，没有无水采油期，目前累产油5195t，累产水17125m3。
特征二：岩性细、泥质含量高、油稠，直井试采井出砂，但仍有一定产能。
4口试采井3口出砂。以海162-27井为例，该井岩性为细砂岩，测井解释泥质含量31.2%，原油粘度为4328mPa•s，投产后初期产量高，日产油7.9t/d，生产仅4个月后砂卡不出，之后一直未正常生产，累出砂3.6m3，目前日产油2.1t/d，累产油1274t。
水平井部署及实施
3.1 水平井开发部署
3.1.1 开发思路
按照“分层开发”的思路，利用水平井技术优势有效动用顶部差油层。
3.1.2 部署原则
1）在构造、油层、产能落实区域部署水平井；
2）水平井部署在隔夹层发育部位；
3）单控储量大于3.2×104t，剩余可采储量大于1.0×104t；
4）设计水平段150～250m 左右，井距100～150m，靶点纵向位于高电阻部位；
5）水平井尽量平行于构造线，且处于同一相带。
3.1.3 部署思路
1）先开发西部：隔层厚3-5m，发育稳定，可以把西部油层看做独立流动单元，井位部署不受其他油层影响，为本次井位部署的重点区域；
2）东部后期挖潜：油层略薄，油层分布狭窄，隔层薄，局部与上油组直接接触，若部署水平井，则会与上油组水平井互相干扰，本次未部署井位，可作后期挖潜目标。
3.1.4 部署结果
根据部署原则和思路在西部整体部署水平井7口。
表3.1 顶部差油层井位部署表
3.1.5 部署依据
依据一：构造位置有利。有5口井位于断鼻高点，2口井位于构造腰部。
依据二：相带有利、电性好、油层厚度大。7口部署井部署井位于水下分流河道有利相带；一般15～18Ω•m，最高24Ω•m，最低13Ω•m；平均油层厚10.3m，最厚13.5m，最薄9m。
依据三：老井产量高，剩余可采储量多。有4口老井试采，初期直井产能6～8t，单井最高累产油5370t。部署井平均剩余可采储量1.46×104t，最高1.70×104t，最低1.26×104t。
3.2侧钻水平井实施
3.2.1 钻井实施
根据油层厚度、电阻率大小优先实施海191-K25CH。该井与2013年3月完钻，水平段长250m，油层钻遇率100%，录井显示好，全井段油浸，电阻率12-32Ω•m，水平段采用弹性筛管防止出砂。
3.2.2 投产效果
该井水平段物性、含油性变化不大，采用三点注汽方式均匀注汽，注汽量1300t，于2013年4月8日投产，初期产量峰值26.8t/d，含水20%，供液能力充足，稳产达2个多月；目前日产油稳定在10t/d，累产油2384t，累产水1385m3。
效果评价
4.1 预计开发效果
7口井全部投产后，预计10年累产油10.23×104t，采出程度11.12%。
4.2 预计经济效益
4.2.1经济效益
E=（1-30%）×F×Q×（P－T－C）－I
式中：E—成果的直接效益，元 ；
F—分成系数，该技术成果在项目中与其它技术相比所占的贡献率；
Q—增加的油气商品量，吨，千方；
P —原油或天然气的价格；元/吨，元/千方（不含税）；
T—税金（城市维护建设税、教育费附加、资源税），元/吨，元/千方；
C—生产成本费用（操作成本+折旧+期间费用），元/吨，元/千方；
I—投资，按形成固定资产折旧年限折算，元。
新海27块原油价格为3575.28元/吨，税金为561.7元/吨，水平井生产成本费用为1141.31元/吨，5口水平井和2口侧钻水平井产能建设投资费用为6600万元。7口部署水平井按照10年的评价期，预计增加油气商品量10.23×104t，根据上面公式计算经济效益为6807.33万元。
4.2.2投入产出比
投入产出比=项目净产出/项目投入
=（Q×（P－T））/（Q×C+I）
=1.69
5 认识
1）岩性细、含油饱和度低是造成顶部差油层低阻的原因之一。
2）低阻油层在油气勘探和开发初期容易认识不深入，应把低阻油层作为老油田挖潜和新增储量的目标之一。
3）开展精细地质研究、方案优化部署、投产优化设计“三项”重点工作能有效提高顶部差油层开发水平。
论文作者:丁道龙
论文发表刊物:《基层建设》2016年1期
论文发表时间:2016/5/20
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