改善稠油油藏開發效果研究與實踐

向進

摘要：曙光油田普通稠油經過30多年的蒸汽吞吐開發，可采儲量采出程度已高達87.5%，常規吞吐開發效果越來越差。針對當前曙光油田普通稠油蒸汽吞吐開發后期所面臨的矛盾和問題，近年來，對縱向、平面和潛山三類剩余油分布規律開展研究，并針對不同剩余油分布狀況，從調整開發井網、應用組合吞吐技術等方面入手，應用水平井技術調整開發井網、應用配套組合吞吐技術，探索改善普通稠油吞吐后期開發效果的有效手段，并取得了較好效果，初步形成了普通稠油開發后期改善效果的工作思路，拓展了油藏剩余油挖潛的技術手段。

關鍵詞：吞吐后期 配套措施 提高采收率

1 概況

截止到2014年底，曙光油田稠油投產油井1622口，開井875口。目前處于吞吐開發后期，開發特點主要表現為：（1）吞吐輪次高，油藏平均吞吐已達13.1周期。（2）采出程度高，油藏地質儲量采出程度20.13%，可采儲量采出程度87.5%。（3）層壓力水平低，目前平均地層壓力僅為1.51MPa，壓力系數0.15，只有原始壓力的10～20%。（4）產能水平低，平均單井日產油僅為1.4t；平均采油速度僅為0.34%。（5）油汽比低，2014年油汽比僅為0.28。

2 潛力分析

2.1縱向剩余油潛力分析

以杜66塊為例，油層非均質性嚴重，單層最大滲透率為2.0μm2，小層之間的滲透率級差達到18-31倍。非均質性嚴重導致動用程度不均，層間矛盾突出。統計現有吸汽剖面資料，油層縱向動用程度為62.4%，仍有37.6%的油層未得到有效動用。剩余油主要分布在動用程度較差的中低滲透層，主要是在下層系的杜Ⅱ8-11、杜Ⅲ1-5、杜Ⅲ9-10與上層系的杜Ⅱ1-4、杜Ⅰ3-5中。

2.2平面剩余油潛力分析

2.2.1井間剩余油

直井井間油層發育較好區域剩余油富集。根據FaroqAli公式計算，曙一區薄互層油藏直井吞吐蒸汽前沿最大半徑36m，而油藏主體部位均為100m正方形井網，井間仍存在一定剩余油。

2.2.2局部停產井點

普通稠油油藏經過多年開發，因套壞、落物、出砂等原因停產井逐年增多，目前普通稠油停產井747口，占油井總數的46.1%，早期停產井累計產量低，井區剩余油富集。

2.3潛山油藏錐間帶潛力分析

根據裂縫性潛山油藏的驅替機理，這種儲集空間以裂縫為主的雙重介質油藏，由于裂縫系統和巖塊系統驅油速度的差異，底水上升形成兩個油水界面，將油層縱向空間劃分為水淹帶、過渡帶和含油帶3個油水關系帶。水淹帶裂縫系統和巖塊系統驅油過程結束，完全水淹。過渡帶中小裂縫和巖塊系統驅油過程仍在進行，具有一定的剩余油潛力；含油帶是水錐尚未波及到的未動用區域。

3 治理對策及效果

3.1調整開發井網

3.1.1水平井整體開發

2015年選擇杜255塊、杜99塊進行水平井整體開發。針對2個區塊不同油藏地質特征，對水平井整體開發方案進行了優選，為達到儲量的最優控制并最大限度避免井間干擾，水平井井網采用垂向疊置和交錯疊置2種方式進行分層系規劃，并在軌跡設計時選擇性采用魚鉤狀靶前軌跡改善低壓區水平井生產效果。2個區塊共規劃水平井31口，已投產26口，初期日產油465t，平均單井31t，目前全部開井，日產油366.6t，平均單井14.1t，累產油12.73×104t，平均單井4896t。實施水平井整體開發后，杜255塊采油速度由0.31%升至1.08%，杜99塊采油速度由0.28%升至1.53%，區塊開發效果明顯改善。

3.1.2水平井井間挖潛

2016年選擇油層發育相對較好的區域：杜48塊一個試驗井組3口井進行先期試驗。截止2009年底，3口水平井全部完鉆投產，初期平均單井日產油25.6t，累產油1.0957×104t，平均單井累產油2739t。杜48塊試驗井組水平井投產后，試驗區域日產油由9t上升至90t，采油速度由0.17%上升至1.79%。

3.2配套措施技術

3.2.1化學堵水

化學堵水是目前比較成熟的堵水手段。主要是封堵大裂縫（開度大于0.2mm），選用的堵劑由兩部分組成：一是由有機顆粒（直徑0.2mm），擠入油層后，遇水膨脹，卡封孔隙喉道與裂縫，達到封堵高滲透層的目的；另一是由油溶性樹脂組成的暫堵劑，遇水結晶析出封堵高滲層，改善吸汽剖面，遇油溶解，具有良好的選擇性。針對潛山水錐油水過渡帶剩余油，采取工藝堵水措施，封堵高滲流能力的大裂縫，發揮中小裂縫及微裂縫的潛力。現場采用低排量、大劑量、高壓力注入堵劑溶液，保證措施效果。曙一區潛山油藏2015年來共實施化學堵水91口井，累積增油3.12×104t，平均單井增油343t。

3.2.2分選注技術

層段組合是在剩余油研究的基礎上，利用油層縱向差異，選注低動用層，調整吸汽剖面，可有效解決縱向動用程度差異大的矛盾，挖潛層間剩余油。是提高縱向動用程度的一種吞吐方式。近年來為挖掘薄互層油藏縱向剩余油潛力，選配注工藝技術不斷完善，層段組合方式更加靈活：側鉆井分層選配注技術、投球選注技術、分層配注技術、復合選配技術、多級配注等。2015～2017年，稠油老區共計實施分選注467井次，措施增油13.1×104t。

3.2.3輔助吞吐技術

單井在吞吐注汽過程中通過添加其它輔助介質來達到改善開發效果的技術。其作用主要為：一是延長生產周期，油汽比明顯提高；二是提高回采水率，減少地層存水，有利于下一輪吞吐熱效率的提高。介質組合技術針對油井不同階段暴露出的開發矛盾，創新了系列配套技術，低周期以油層預處理為主，逐步建立地層溫場；中周期以化學助排措施為主，逐步改善采出狀況；高周期以三元復合吞吐措施為主，實現地層能量有效補充，保持地層壓力。2015～2017年，共實施介質組合吞吐措施284井次，年增油7.1×104t。

3.4.4時間組合技術

時間組合吞吐就是間歇吞吐。即把連續吞吐開發效果差、無經濟效益的油井停關一段時間，促使加熱范圍內油層含油飽和度場在壓力作用下重新分布，當井筒周圍原油聚集到一定程度時，再注汽生產，從而達到改善高周期吞吐效果的目的。通過研究，認為不同區域，油藏差異較大，生產效果差異較大。因此，在實施間歇注汽過程中，間歇時間應當根據各區塊各區域的特點確定，充分考慮地層壓力隨時間的變化關系，一般在190-240天為宜。2015～2017年共實施間歇吞吐156井次，年增油1.73×104t。

4 取得認識

通過上述研究工作的開展和現場實施，普通稠油連續三年綜合遞減率控制在7%左右，油汽比控制在0.25以上。并在研究中初步探索各項改善普通稠油開發效果技術手段，得出以下認識：

4.1區塊疊置式水平井整體開發效果明顯，采油速度大幅提高；

4.2薄互層油藏水平井間挖潛是井間剩余油挖潛的有效手段；

4.3組合式吞吐技術是維持油藏效益開發的必要技術。

參考文獻：

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[2]李迎九，李玉彤.老區實施“二次開發”之我見[J].石油科技論壇. 2008（02）

[3]周賢文.低滲透薄層水平井開發研究[D].中國地質大學（北京）.2009

作者簡介：向地（1986-），男，工程師，2008年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查工程專業，現從事油田開發工作。