墾東521塊開發方式研究

陳國民

摘要：稠油具有粘度大、流動性差的特點，成本高、開采難度較大，通過多年的蒸汽吞吐和間歇蒸汽驅相結合的開發方式，起初取得了良好的效果，但目前各區塊主要受邊底水、地層虧空、高吞吐輪次、吞吐壓力高干度低等直接影響了開發效果，稠油遞減加大，區塊綜合含水已達到96%以上。本文根據區塊的地質及開采狀況，對上述現象進行了綜合分析，并針對區塊治理邊底水，提高區塊開發效果提出合理建議。

關鍵詞：稠油油藏;邊底水活躍;電泵提液;氮氣調剖;二氧化碳

1地質概況

墾東521塊位于紅柳油田東北部，處在墾東5-6斷層的上升盤。其總體構造形態為由南東向北西傾沒的鼻狀構造，構造簡單、平緩，構造傾角2～4°，東陡西緩，構造高點在HLKD52-25、HLKD52-26井附近。墾東521塊含油面積2.1km2，探明石油地質儲量575×10t。地面原油密度0.974～0.987g/cm3，50℃時地面脫氣原油粘度3000～6000mPa.s，屬普通稠油。綜合分析，墾東521塊總體表現為“兩低一高”，即采出程度低、采油速度低、含水高的特點。

2目前開發中存在的問題

2.1邊水入侵加劇，平面水淹嚴重，吞吐選井難度加大

墾東521單元都具有較強的邊底水能量，隨著地層虧空的不斷加大，邊底水推進速度不斷加快，同時水體還沿著地層虧空較大的油井竄入砂體的較高位置，造成大量高含水井無法轉周注汽，產量大幅度下降。據統計該區塊因高含水不可吞吐井19口，占開井的36.5%。墾東521塊43+4層邊部油井受邊水影響，含水較高，內部區域油井含水低;68-NGX1層系西部地區的油井受邊水影響嚴重，含水較高，東北部高部位地區油井含水低，主要是靠單井吞吐注汽生產。

2.2儲層動用不均衡，井間剩余油富集

目前，墾東521塊主要是用43+4和68-NGX2這兩套層系開發。分小層來看，主力層采出程度相對較高，儲量動用好，非主力層相對較低，動用較差。具體來看，截止目前，主力層儲量動用采出程度高達22.46%，其中43+4層儲量動用狀況最好，采出程度25.51%;非主力層中62層和53層采出程度較高，分別是20.84%和17.57%，63.4層基本未動用?？偟膩碚f，剩余油呈現“整體富集，條帶水淹”的現狀。

2.3多年熱采開發，井況惡化，套變事故井多

據統計，熱采井套管損壞呈現出兩個特點，一是套損點套損形態表現為多樣性，套損點套損形態有注汽吞吐產生的應變熱應力和地層出砂引起的套變、錯斷，也有因固井質量不合格、套管腐蝕引起的套漏、變形，還有作業造成的套裂、套斷現象，說明熱采井套損因素比較多;二是套損點沿井筒深度分布表現出相對集中性，套損點相對中于兩個位置，第一位置在井口附近，約占套損井數的20%，第二位置在油層上部或蓋層區內，有60%以上的套損井集中表現在油層上部附近。目前，墾東521塊總油井63口，報廢或半報19口;汽驅井7口，報廢或半報5口，造成停產井多，減少了控制儲量，破壞了井網完善程度。

3目前的主要做法

認真分析墾東521塊上述存在問題，大膽探索，與工藝結合，通過“一線提液，二線堵調，內部補充能量”的方法，實現了稠油高含水井治理，提高了吞吐效果，優化開采方式，改善區塊開發效果，提高儲層動用程度，最終提高采收率。

3.1推行“電泵提液”，實現稠油提質增效。

針對墾東521塊邊底水入侵加劇，含水上升迅速的現狀，對一線井實施提液，以減緩邊底水入侵。根據電泵井排量大，易操作的特點，我們優選地層發育好、液量高、液面淺的HLKD52-34井進行電泵采油試驗，并于2月10日開井，日增油9.2t/d，含水由97.7%降至96.5%。2018年采油管理七區實施電泵提液3口，措施后單井日液增加300t/口，日油增加6.0t/口，累增油5900t。下步計劃繼續實施1井次，預計增油能力5t/d。

3.2實施DNS復合熱采工藝，提高吞吐效果

結合墾東521塊地層發育狀況、剩余油分布、構造位置、單井具體生產情況及其吞吐效果評價，做深入的了解，針對吞吐壓力低、邊水突進快、熱采效果差這一類稠油熱采井，采用氮氣泡沫調剖復合熱采技術，進行調剖封竄，封堵高滲透層和大孔道，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及體積，提高汽驅范圍內洗油效率。2018年實施10口井，平均單井注入氮氣7.46*10Nm3。2018年開井10口，占總吞吐開井的32.0%，措施前平均日液22.7t/d，日油0.7t/d，含水97.1%，措施后平均日液34.7t/d，日油4.3t/d，含水87.6%，較措施前平均單井日增油3.6t/d，含水平均下降9.5%，累計增油5382t，見到了明顯的調剖增油效果。

3.3實施DCS復合熱采工藝，提高吞吐效果

針對注汽高壓井，在注汽前先擠入一定量的CO2，利用CO2與驅油有關的主要性質為補充油層能量、使原油粘度降低、體積系數增大、增加儲層的滲流能力、降低油水界面張力等特性，補充地層能量，提高地層的滲透性，達到增產增效的目的;規?；褂肅O2復合吞吐，降低注汽壓力，提高注汽效果。2018年實施13口，占總吞吐開井的36.0%，累增油7945t。

3.4推行“一注多采”，補充地層能量。

針對因套損、增油效果未達到注汽條件和保護區作業受限等因素而不能注汽的低能量稠油井，實施了CO2冷采工藝，及時補充地層能量，利用CO2非常容易溶于稠油中，在地層溫度和地層壓力條件下，1噸液態CO2可以產生480m3氣體CO2，其同稠油之間良好的親合性是提高開采效果的重要機理。共計實施4井次，措施后日增油10.8t/d，累增油828t。2018年實施4井次，增油能力8t/d。

4結論及認識

（1）就目前的開發形勢而言，只依靠單純的蒸汽吞吐已不能滿足目前的開采現狀，需與工藝結合，提高開發效果，才能實現稠油高含水治理，確保稠油穩產增效。

（2）在“水”的治理上可運用氮氣調剖技術，封堵出水部位，提高富集油地帶的動用程度，實現地層深部封堵調剖。該技術對于改善高含稠油井效果較好。

（3）CO2冷采工藝不僅節省了作業占用時間和成本，還能達到增產增效的特點，從而提高單井產能和區塊開發效果，具有較好的推廣價值。