稠油油藏開發狀況分析與對策探討

王玉嬌

【摘 要】孤東油田稠油單元具有“薄、水、敏、低”的地質特征，適合熱采開發。近年來，稠油開發效果逐年變差，開發難度越來越大。本文在介紹地質特征、開發歷程及現狀的基礎上，分析了開發中存在的問題及潛力，闡述了開發調整的主要做法及效果。

【關鍵詞】稠油油藏；開發狀況；分析；對策探討

一、稠油油藏基本情況

孤東油田稠油單元含油面積27.02km2，動用地質儲量512萬噸，分布在三個油田，含8個整體稠油單元，1個零散稠油單元。其中孤東油田包括九區、GD827、CD821塊，含油面積5.86km3，地質儲量957萬噸，紅柳油田包括KD521、KD53、K92、KD641塊，含油面積9.0km2，地質儲量1779萬噸；新灘油田包括KD18及零散塊，含油面積12.2km2，地質儲量2376.3萬噸。

（一）地質特征

孤東稠油具有“薄、水、敏、低”的地質特征。（1）儲層薄且單一。孤東稠油油藏儲層薄且單一，平均單層厚度39米：主力層少，平均只有1.8個。以單層開發為主，單層開發單元5個，受儲層發育影響，儲量規模小，儲量規模在300萬噸以上的整裝稠油單元，共6個，其它3個稠油單元儲量在300萬噸以下，砂體分布零散。（2）邊水能量較強。油藏9個開發單元的新井在鉆遇過程中均見到了油水界面，單元邊水能量較強，開發過程中受邊底水影響較大。（3）敏感性強。G827儲層具有極強水敏、弱堿敏、中等偏弱酸敏。（4）原油熱敏性強，粘度相對較低，適合熱采開發。

（二）開發歷程及現狀

孤東油田自1989年3月引進稠油注蒸汽熱采開發工藝以來，孤東稠油自1995年正式投入開發，先后經歷冷采、吞吐試驗、試采開發，大規模熱采建產開發：吞吐+汽驅階段擴邊：加密完善綜合調整治理等4個開發階段，進入“十二五”后，由于新區接替不足、加密細分潛力變小、保護區影響等因素，稠油產量呈遞減趨勢，2014年年產油46.1萬噸。

稠油9個單元動用地質儲量5112萬噸，可采儲量1105萬噸，采收率21.6%。目前已有4個單元轉入汽驅階段?？偩?46口，開井465口，日產液16185噸，日產油1252噸，單井日產油2.7噸，綜合含水92.3%?？偛沙龀潭?3.53%，采油速度0.83%。與勝利油田同類油藏對比，孤東稠油目前井距?。?30-50米），單控儲量低（5.8噸），采收率高（21.6%），總體開發效果較好。

二、開發中存在的問題及潛力分析

（一）存在問題

（1）受保護區影響，開發調整難度大。孤東稠油9個開發單元有7個位于自然保護區，保護區儲量大，共4260萬噸，占總儲量的83%，單控儲量較高7.2萬噸。受安評、環評等因素影響，開發調整工作開展難度大，儲量、產量接替不足。

近幾年保護區限制加重，新井日益減少，新區接替儲量小且品位低，開發效果較差。2013年保護區投產新井12口，年產油0.6525萬噸，其中新區4口，年產油0.0906萬噸：2014年投產新井10口，年產油3.573萬噸，其中新區4口，年產油0.852萬噸。

（二）老井瓶頸問題未獲突破，問題井治理難度大，老井治理投入不足

一是多輪次吞吐后開發效果變差，油汽比下降。常規蒸汽吞吐加熱范圍有限，只能加熱油井半徑30m-50m的范圍，隨著吞吐輪次的增加，開采效果逐漸變差。

隨著輪次增加，油汽比由第一輪的1.2下降到第6輪的0.84，下降0.48，周期持續時間短，遞減加大，增油效果變差，需加大熱采增效工藝應用力度。

二是缺乏經濟高效的堵水工藝。稠油高含水井日益增多，治理難度大，目前有29口井含水大于90%，占開井總數的52.9%，這部分井熱采難度加大，逐步失去下步轉周潛力。KD521、KD53等整體水淹區塊，墾東53塊目前單井日液51.6噸，單井日油2.1噸，綜合含水95.8%，整體水淹嚴重，單項堵水措施已無法見效，井間富集剩余油無法采出，堵水開發難度大，需加大調剖力度。

三是缺乏成熟的汽竄井治理技術。隨著吞吐輪次的不斷增加，油藏壓力的不斷下降，

越來越多的稠油區塊將轉為汽驅開發。受平面及層內非均質性影響，主河道方向易發生汽竄，嚴重影響了汽驅效果。

（三）潛力分析

（1）剩余油富集，在挖潛增效的潛力

孤東稠油油藏剩余油分布符合稠油油藏“整體富集，條帶水淹”的分布規律，整體潛力仍較大。①平面上井間動用程度差，剩余油富集，有工藝增效的潛力，統計2014年孤東九區井間加密新井含油飽和度，與老井距離40-50米的新井，平均含油飽和度57.8%，剩余油仍較富集，數值模擬表明，蒸汽吞吐最大加熱平徑40-70米，有加大復合吞吐工藝應用，擴大吞吐半徑，挖掘井間剩余油的潛力。②邊底水活躍區塊主力層層內上部剩余油飽和度高，有進一步挖潛潛力，新井和監測資料表明，高含水井層內上部剩余油飽和度高，有治理邊底水，挖潛頂部剩余油的潛力。

墾東521區塊邊底水活躍，整體含水較高，水淹嚴重，數模研究顯示油層頂部剩余油較富集，2014年在高含水井區投產新井KD52P6井，油層鉆遇良好，水平段平均含油飽和度51.0%，投產后高峰日油達到22.6t/d，增油效果明顯。

（2）開發方式接替，提高采收率的潛力

①根據實施蒸汽驅4項基本準則和勝利油田蒸汽驅油藏篩選標準，下步可實施蒸汽驅的單元是KD18塊，由于邊底水活躍，地層壓力高，需技術攻關后可實施蒸汽的是KD60-1、GD821。

②針對已汽驅開發單元，開展熱化學驅試驗，探索汽驅接替技術。汽驅末期增油效果變差，剩余油仍較富集，蒸汽驅+驅油劑+起泡劑+N2復合驅替，提高驅油效率。在孤東九區現場實施驗證后，在墾東521、墾92推廣應用。

（3）推廣應用新工藝，具有改善邊底水開發效果的潛力

2014年以來，除了在注汽吞吐井配套DNS工藝外，針對高含水井推廣應用了乳液聚合物凝膠堵水，也取得了一定的效果。

三、主要做法及效果

（一）單層開發，擴大水平井應用類型

不斷擴大水平井應用類型和規模，先后在KD18、孤東九區、KD521等單元實施水平挖潛，水平井開發實現了從厚油層到薄層到邊底水油層的轉變。KD521塊實施主力層完善井網，非主力層單層水平井，邊底水區域的律層頂部水平井調整，設計Ng4、N6～Ngxl兩套井網，設計新井13口，增加動用儲量82.9萬噸，在主力層完善汽驅井網，部署汽驅井2口：非主力層單層水平井挖潛，部署3口：邊底水主力韻律層頂部水平井挖潛，部署6口，目前完鉆投產9口，平均單井日產油6.7噸，含水62.1%，取得較好的增油效果。

例如KD52P6井，新井井區綜合含水92.4%，2014年4月完鉆投產，油層鉆遇良好水平段，平均含油飽和度51.0%，油井投產后，高峰日油達到22.6t/d，增油效果明顯。

（二）轉換方式，增加經濟可采儲量

孤東稠油目前已實施蒸汽驅單元5個，汽驅控制儲量達到917.5方噸。2014年計劃實施轉蒸汽驅2個單元，其中孤東827轉蒸汽驅已實施，墾東18正進行地面建設。并對老汽驅單元弧東九區實施整體調整，改善汽驅效果。

針對孤東九區蒸汽驅地層壓力高，局部井網不完普，次要層動用差等問題，2014年實整體治理，一是完善汽驅井網轉注1口，新汽驅井1口：二是單層水平井2口，三是汽驅停注期間，實施提液降壓工作量14口（防砂提液6口，吞吐提液4口）。增加汽驅儲量3萬噸，增加動用儲量11.6萬噸，新井平均單井日油4.7噸，綜合含水84.6%，井組日液由469噸上午到583噸，增加114噸。

（三）強化成整工藝推廣應用，提高單井產能

針對不同類型稠油油藏開發難點，提高地質和開發規律認識，優化措施選井，確定不同的主導工藝，加大高效措施的推廣應用力度，提高單井產能，重點是實施不動管柱CO2吞社，注汽CO2復合吞吐，氮氣泡沫調剖等高效增油措施，提升措施的質量和效益，實現增油2.2萬噸。油汽比提高0.12。

針對多輪次吞吐地層能量下降快，吞吐周期遞減大，增油效果變差，實施注汽CO2復合吞吐，活性劑吞吐增能+高飽和充填防砂提液，實施60口，增油0.81萬噸；時于多輪次吞吐后高含水井能量低，含水上升快，實施注汽注CO2復合吞吐、氮氣調剖，實施26口，增油0.64萬噸。

【參考文獻】

【1】滕飛，注蒸汽開發稠油油藏開發指標預測模型， 《內蒙古石油化工》，2009年第7期.