稠油吞吐開發末期穩產技術研究與應用

樊瑞

摘要：吞吐稠油區塊開發初期主要通過井網加密、擴邊調整、蒸汽吞吐等技術實現上產，產量快速遞減后，針對吞吐開發末期的實際，強化基礎研究及配套技術應用，規模實施蒸汽驅、推廣復合吞吐、深化難采動用、細化分層開發等技術，實現區塊持續穩產。

關鍵詞：稠油油藏;吞吐后期;難采動用;分層開發

1 油田基本情況

洼38塊為深層特稠油油藏，含油面積8.9km，地質儲量3224×10t，開發目的層自下而上分別為下第三系沙三段、東三段和東二段，油藏埋深-1160m～-1490m，三套含油層系繼承發育，但特征各異，沙三段為水下扇沉積、東三和東二段為扇三角洲前緣沉積，儲層物性好，非均質性弱，油藏類型分別為厚層塊狀純油藏、層狀邊水油藏、層狀邊水氣頂油藏，油層厚度20-145m，原油粘度3500-50000mPa·s。自1991年以蒸汽吞吐方式投入開發，高峰期后產量快速遞減，目前處于吞吐開發末期。

2 目前存在的主要問題

隨著蒸汽吞吐輪次的增加，主力吞吐區塊東三、沙三段處于吞吐開發末期，可采儲量采出程度96.8%，平均吞吐13.5輪，其中15輪以上油井占比達到60%，普遍存在周期遞減大、高含水、低壓低產、低開井率、低油汽比、油井出砂等問題，吞吐油汽比0.2，地層壓力2.3-3.1Mpa，開發效果逐漸變差，穩產難度逐年增大。

3 穩產技術研究與應用

針對洼38塊各開發層系的特點，有序開展油藏描述、剩余油評價、熱采驅油機理等三項基礎研究工作，形成了針對性、適應性強的穩產技術。

3.1 吞吐末期優化注汽技術

蒸汽吞吐是注入高溫高壓蒸汽加熱降粘，消耗地層能量的開采方式。按照四優選、三優化原則，圍繞“選區、選井、選層、選方式”，通過優化“注汽位置、注汽層段、注入介質”的組合，強化注汽運行，改善吞吐效果。主要針對高油汽比、高回采水率的邊水稠油油藏水平井實施選點注汽，以液帶油，提高注汽干度，擴大加熱范圍;針對高油汽比、低回采水率的動用程度低區域新井，逐輪提高注汽強度，改善周期效果;針對低油汽比、高回采水率的高輪次吞吐井，采用分選注、非烴氣輔助吞吐，改善動用不均、延長周期;針對低油汽比、低回采水率的注汽壓力高、油稠、出砂油井，采用高壓注汽、組合注汽、壓裂防砂、降粘助排等措施。吞吐區域年均實施優化注汽100井次，吞吐油汽比0.3以上，綜合遞減率5%。

3.2 深層特稠油蒸汽驅調控技術

針對油藏埋藏深、原油粘度大等不利條件，堅持“以采為先，以液定注”的理念，形成了深層特稠油蒸汽驅配套技術，蒸汽驅效果持續改善。注汽是核心，保證連續注汽，注汽時率300天以上;針對埋藏深、沿程熱損失大，采取99%高干度注汽，井底干度提高15%以上;通過長期生產實踐，摸索出合理的注汽速度為110m/d;同時，利用分層注汽、高溫調剖等技術改善動用不均，提高波及效率;采油方面按照“抑高揚低”的原則擴大波及體積，控制高產液井，減緩汽竄的同時，開展油井多手段提液，包括吞吐引效、調參、換大泵、加深泵掛、高溫泵等，采注比穩定在1.2左右。此外，通過加強蒸汽驅注汽、井口、油藏等關鍵參數的收集與分析，提高蒸汽驅管理水平。綜合調整后，蒸汽驅井組日產油穩中有升，實現綜合不遞減，汽驅階段采出程度達到16.5%。

3.3 邊水油藏分層開發技術

東二段屬薄互層邊水普通稠油油藏，受邊水侵入、油品性質、投產方式等影響，油井含水上升快、穩產時間短。薄互層邊水侵入嚴重，油水關系復雜，含油飽和度低，具有10%的可動水，油水流度比大，開發初期多采用多層合采方式投產，層間干擾嚴重。穩產期僅3年，綜合含水由50%升至90%以上，開井率由70%降至20%，直井開發后期采油速度0.3%，采出程度6.0%。通過深入分析低速開采原因，重新劃分油水系統，深化低含油飽和度油藏特征認識，開展直平組合分層開發：在油層厚度大于6m、采出程度低、水淹程度弱的區域部署水平井;在難以實施水平井的薄層區域開展直井單采挖潛。水平井具有層間干擾小，產液指數高，防砂效果好的特點，在邊水活躍單元，遠離邊水部署，延緩水淹速度;在弱邊水單元，部署在構造低部位，利用邊水補充能量。同時利用側鉆水平井代替水平井，保證產能，降低投資。分層開發后東二段產量翻番，采油速度由0.3%升至0.6%，油藏開發效果大幅改善。

3.4 特稠油難采儲量動用技術

洼38塊難動用儲量513萬噸，由于出砂嚴重、原油粘度大、注汽壓力高、吞吐效果差、動用程度低，開井率僅24.5%，評價動用前日產油16噸，采出程度4.3%;為了緩解出砂、降低地層壓力，成功實施5口水平井，在此基礎上，由通過壓防+篩管復合防砂成功復產5口直井。井震結合對各單砂體開展追蹤，落實了各單砂體及其儲層物性展布，明確了巖性粒度細、泥質含量高、原油粘度大是導致區塊開發停滯的主要原因;重點強化了油井周期生產特點及剩余油分布規律研究，提出了以油井產能、吞吐周期、出砂及防砂效果、動用狀況、油藏壓力等特征分析為主的難動用儲量開發動態評價方法。針對難采區塊儲層分布零散且厚度差異大的特點，綜合考慮井網的儲量控制程度及后期開發方式轉換調整，在疊加厚度大于15米區域整體實施直井加密調整;對疊加厚度小、主力砂體發育區域實施水平井挖潛;按照100×100m井距、正方形井網開展井網規劃。配套應用復合防砂、高壓注汽、組合注汽、解堵增排等技術，單井效果改善，區塊采油速度提高8.6倍，實現難采區整體有效動用。

4 結論與認識

（1）根據油井生產特點有針對性的開展分類及注汽優化，有效改善吞吐效果;

（2）針對油藏埋藏深、原油粘度大的Ⅱ類儲量蒸汽驅，可通過注采綜合調控提高油汽比;

（3）直平組合分層開發可有效緩解薄互層邊水稠油油藏含水上升，改善開發效果;

（4）合理的井網規劃、相關配套技術的應用，能夠實現難采儲量的有效動用。

參考文獻：

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