提高杜48塊邊部薄互層新井吞吐效果研究

摘要：杜48塊屬于薄互層稠油油藏，自2017年實施二次開發以來，近兩年在其邊部共投產新井55口，隨著開發的不斷深入，由于采注比低、汽竄嚴重、出砂等問題制約新井開發效果，通過深入分析論證，針對區塊新井油層發育差、動用程度低、出砂嚴重等問題，優化了新井注汽參數設計、優選新井配套工藝措施，強化新井過程管理，取得了良好的開發效果。

關鍵詞：薄互層;注汽參數;配套工藝;過程管理

1概況

1.1 地質概況

杜48塊構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，總體構造形態為一個由北西向南東傾斜的單斜構造，開發目的層為下第三系沙河街組四段杜家臺油層，地層傾角7～14°，探明儲量1689×10t，含油面積3.5km，為典型的薄互層狀稠油油藏。油層埋藏深度在852～1334m，油層厚度在30-93.8m之間。杜Ⅰ～Ⅲ組油層有效厚度平均26.8m。儲層孔隙度平均為28%，滲透率平均為918×10μm2。原油物性屬稠油，原油密度（20℃）0.91-0.95g /cm，原油粘度（50℃）3650-5052mPa.s。

1.2 開發歷程

杜48區塊于1987年開始滾動開發，截止2018年12月底，區塊共有油井307口，開井176口，日產液1251t/d，日產油271t/d，綜合含水78.3%，2018年采油9.7×10t，年采水43.5×10t，年注汽61.0×10t，油汽比0.16。累計采油321.6×10t，累計注汽812.7×10t，累計油汽比0.4，采油速度0.58%，采出程度19.1%。平均吞吐周期為9.5，平均地層壓力2.4MPa。2017-2018年投產新井55口，日產液368t/d，日產油82t/d，綜合含水77.7 %，2018年采油 3.46×10t，注汽17.7 ×10t，油汽比為0.20。

2存在的主要問題

杜48邊部近兩年共投產新井55口（其中2017年投產28口、2018年投產27口）。由于所投新井位于油藏邊部，受油層發育、儲層物性、原油粘度等因素影響，整體效果不理想。初期平均單井日產油4.1噸，平均單井日產油2.4噸。特別是2018年投產新井，初期平均單井日產油只有3.1噸，目前只有2.0噸。主要體現在以下四個方面：

2.1注汽壓力高

統計注汽壓力大于16Mpa的新井達25口，占總井數的46%，導致注汽質量難以保證。（表1）

主要體現在以下兩個方面：

一是81%的井采用小爐子注汽，注汽速度為8t/h，注汽天數高達8.8天，對比正常注汽速度少7t/h，注汽天數增加4.1天，導致熱損失大。（圖1）

二是井口注汽干度難以保證。一半以上的井注汽干度低于70%。（表2）

2.2燜井時間長

新井平均燜井時間達到19天，其中大于19天的井共23口，占總井數的41%，平均燜井時間達到21天，對比正常燜井時間（7天左右）多14天，導致井筒熱損失大，影響油井效果。如北部的曙1-52-016井油藏條件與鄰井基本類似，但由于燜井時間長達47天，導致初期日產油只有2.5t，與鄰井對比少2.6t。（圖2）

2.3下泵難度大

部分新井下泵時由于壓力高，不得不采用鹽水壓井方式下泵，共實施17口井，初期日產油僅為2.1噸，較未壓井低1.6噸。

2.4部分井出砂嚴重

共有6口新井因出砂嚴重多次檢泵，累計砂卡14井次，平均單井出砂量在1.5方以上;目前因砂卡關井4口、壓防后待下泵1口、控液生產1口。

3開展的主要工作

通過對上述開發矛盾的綜合分析，根據形成的不同機理，采取有針對性的工藝技術措施：采取化學助排及解堵等措施來提高蒸汽波及范圍，降低注汽壓力;采取暫堵、調剖、同注同采措施減少汽竄影響，采取高溫壓裂防砂措施抑制出砂影響。通過優化注采參數及工藝措施提高新井的開發效果。

3.1合理設計注汽參數，確保油層低周期初步動用

新井更靠近邊部以及處于難動用區域，油層發育相對較差。研究發現，油層厚度整體變薄，總厚度分別只有27m，平均單層厚度2.4m，孔隙度只有18.1%、滲透率僅569mD、泥質含量高達13.9%，原油粘度均在6000mPa.s以上，與主體對比均變差。從而導致開采難度大，“注不進、采不出”的矛盾較為突出。同時由于層間差異大，低周期注汽強度過高，會導致油層憋壓嚴重，加劇縱向動用不均，井間汽竄嚴重，進而影響后期開發效果。對此，通過分析和總結，確定了低周期吞吐油層初步動用的思路，即根據油層發育、動用狀況、生產情況設計注汽強度以及遞增幅度，確保疏通近井地帶滲流通道，逐步增大注入蒸汽擴散和加熱面積。

3.1.1對1周期動用較好油井適當加大注汽強度。

如杜92K井1周期采油311t，采注比0.49，2周期注汽強度由1周期的62.2t/m提高到67t/m，增加幅度7.7%，實施后周期采油696t，采注比為0.61。

3.1.2對油層發育差及1周期動用差井適當下調注汽強度。

如曙1-49-17井位于斷塊部署區域邊部，射開油層26.5m/11層，1周期注汽強度67.3t/m，采油259t，2周期設計注汽強度58.3t/d，下降幅度9%，注汽過程中干度75%，目前周期生產271d，日產液7.5t/d，日產液1.5t/d，階段采油680t，生產效果明顯改善。

3.1.3油層發育相對較好但動用差井保持注汽強度不變。

曙1-50-31井射開油層24.4m/14層，1周期注汽強度63.7t/m，采油125t，采注比0.28，油層動用較差。2周期保持注汽強度不增，采油140t，采注比0.26，3周期仍保持注汽強度不增，采油414t，采注比0.77，保證了油層的初步動用。

3.2實施油層預處理、化學助排及解堵措施，提高吞吐效果

邊部新井儲層粘土礦物含量（平均5%左右）大于區塊整體含量，注入水易導致粘土礦物遇水膨脹，堵塞原油滲流通道，而進行油層預處理防膨后，可以提高油井吞吐效果，累計實施6口，均取得了較好效果。

由于新井1周期注汽壓力較高，生產效果較差，從2周期開始實施解堵和化學助排措施，累計實施解堵4 井次，助排18井次。實施解堵后，注汽壓力保持下降趨勢，由1輪的14.4MPa下降到3輪的13.7MPa。

典型井曙1-46-21井2周期實施解堵注汽壓力由1周期的18.3MPa下降到2周期的15.4MPa，周期產油由60t上升到217t，第三周期注汽壓力下降至12.7，周期產油上升至419t。

3.3采取小井組集團注汽、暫堵調剖控制汽竄規模

為了控制汽竄規模，減少汽竄影響，我們在優選注汽參數的同時，主要采用了小井組集團注汽、暫堵調剖以及盡可能合理安排注汽運行計劃等方法，對新井進行汽竄綜合治理。

3.3.1小井組集團注汽

即是將生產層位統一，汽竄頻繁發生、平面上相互臨近的2-4口井組合到一起集中注汽，同時生產。以井組內產量總和達到廢棄產量為標準。由于平面上互相鄰近的一批井同時注汽，熱量集中，有利于油層升溫，促進溫場形成。同時提高區域壓力水平，減少汽竄影響，改善油層動用狀況。共實施3個井組，可對比2個井組，平均單井周期產油提高214t，累計增油800t。

3.3.2暫堵調剖

暫堵調剖就是在注汽前將調剖劑和置替液擠入地層，選擇性進入高滲層，調剖劑遇水膨脹并在油層條件下形成凝膠，從而降低高滲層的滲透率，阻斷汽竄通道，調整吸汽剖面，使蒸汽轉入中低滲透層，起到封堵汽竄層的作用。2018年新井共實施 1井次，注汽壓力略有降低，效果不明顯。

3.4加強對不正常井研究及處理速度

曙1-48-19井在吞吐1周期連續因出砂井卡，通過及時實施人工井壁防砂治理，周期產油由1周期的82t，上升至310t，3周期已生產288d，階段產油966t，目前日產油2.2t/d，有效改善了生產效果。

3.5從生產管理入手，提高新井低周期吞吐效果

在特別加強夜間注汽質量監督，重點作業工序質檢必須到位，確保注汽、作業質量的基礎上，主要從以下三個方面加強生產管理：一是自制并逐步改進油嘴放噴流程，確保連續平穩放噴;二是新井全部采用注采一體管柱，且下泵采用熱采井口完井，并建議作業隊使用3寸大頭減少倒井口工序，降低下泵作業難度，加快施工速度;三是在加強作業下泵管理及入井流體研究，杜絕采用冷水或鹽水洗壓井，避免油層污染。2018年區塊新井投產一次成功率為100%，有效提高了新井低周期吞吐效果。

4實施效果

2018年，杜48新井共完成產量3.46萬噸，注汽17.7萬噸，油汽比0.2，對比年初測算，多生產原油0.21萬噸，節余注汽量1.58萬噸，油汽比提高0.1，達到預期目標。同時，油井開發效果明顯改善，為下步開發奠定了基礎。

5結論和認識

5.1 杜48塊通過優化注汽強度設計、優選配套工藝措施、加強生產過程管理，新井取得較好吞吐效果。

5.2 新井低周期實施選配注對改善縱向動用程度具有一定作用，同時進一步提高油井吞吐油汽比。

5.3 目前成功摸索出的注、燜、放、下、采等生產管理辦法，對區塊下部新井開發具有較強的指導意義和應用前景。

參考文獻：

[1] 張厚福.石油地質學[M].北京：石油工業出版社，1989.

[2] 劉慧卿.蒸汽吞吐井合理燜井時間的理論依據[J].石油鉆采工藝，2004，2（4）

作者簡介：

柴標（1988-），男，漢族，本科，中級工程師，2012年畢業于長江大學石油工程專業，現從事油田開發研究工作。