井樓油田樓資23井區Ⅲ8-9層轉點狀蒸汽驅治理思路

張金陽

摘要： 樓資23井區Ⅲ8-9層區域整體產能較低，目前常規蒸汽吞吐效果較差，但采出程度僅為22.9%，剩余地質儲量23.5萬噸，因此開展研究轉換吞吐方式，制定合理的注采井網，設計優化注采參數，對進一步提高區域的儲量利用率，改善生產開發效果具有重要意義。

關鍵詞：樓資23井區;Ⅲ8-9層;轉換吞吐方式

一、地質概況

（一）構造特征

井樓油田一區構造為一北西--南東走向、西南翼被斷層切割的長軸鞍型復式背斜。在復式背斜上，發育著五條斷層，樓資23井區被①、⑤號斷層切割形成，屬受斷層控制的淺層特稠油油藏。 （二）儲層特征

1.儲層連通性好，層間隔層穩定

樓資23井區處于扇三角洲前緣的水下分流河道微相，儲層連通性好;Ⅲ8和Ⅲ9層層間隔層厚度2～3米，隔層比較穩定，Ⅲ9層層內夾層不發育，厚度小于1米。

2.油層埋藏淺，厚度相對較大

樓資23井區Ⅲ8-9層油藏埋深180.0-225.0米，埋藏較淺，H3Ⅲ8-9層砂體厚度在10～20米，有效厚度在2.0～15.0米，厚度較大。

3.油層物性好，屬于高孔高滲儲層

樓資23井區Ⅲ8-9層孔隙度在25%～35%之間，平均為32%;滲透率在1.1～4.7μm2之間，平均為1.67μm2。樓資23井區物性較好，屬于高孔高滲儲層。

（三）儲量狀況

采用容積法對井樓油田一區樓資23井區地質儲量進行計算，樓資23井區含油層位包括Ⅲ6、Ⅲ8-9、Ⅲ10、Ⅲ11、Ⅳ1-3、Ⅳ7-8、Ⅴ2層，疊合含油面積0.13平方千米，總地質儲量53.92萬噸，其中主力層Ⅲ8-9層含油面積0.13平方千米，儲量30.4萬噸。

二、開發現狀

樓資23井區2002年投產14口井，2004年6月外圍新投10口， 2010年部署更新井1口，采用不規則五點法井網，井距70×100米，主力層Ⅲ8-9層，兼采層Ⅲ6、Ⅲ10、Ⅳ1-3、Ⅳ7-8、Ⅴ2層，共部署油井25口，總動用儲量53.92萬噸，采出程度21.6%，累計油汽比0.29，采注比1.3，含水78.2%，回采水率102.8%。

三、目前開發中存在問題及潛力分析

（一）多輪次吞吐后進一步擴大蒸汽波及體積難度大

井樓油田一區樓資23井區Ⅲ8-9層總利用井23口，其中大于6周期吞吐井達到20口，占吞吐總井數87%;實施熱化學輔助吞吐共18口井，平均單井熱化學輔助吞吐為3個輪次。經過多輪次吞吐后油井生產效果變差，11周期后周期產油量小于200噸，日產油小于1.5噸，油汽比小于0.2，熱化學輔助吞吐有效期為2-3個周期。綜上可知油井單純依靠蒸汽吞吐或輔助熱化學吞吐措施已無法有效擴大蒸汽波及體積，下步急需改變開發方式進一步提高儲量動用程度。

（二）多輪次吞吐后汽竄加劇，制約吞吐效果

通過對井樓油田一區樓資23井區Ⅲ8-9層歷史生產資料統計， 2002年以來共干擾汽竄68井次，累計影響產油量2684噸，平均單井影響產量40噸。汽竄導致單井蒸汽熱利用率降低，蒸汽波及體積減小，制約了油井吞吐開發效果。

（三）受儲層非均質影響，平剖面動用程度差異大

井樓油田一區Ⅲ8-9層縱向級差2.0-11.4，平面級差17.9，油藏非均質性嚴重。平面上分析：中心區域油井投產早物性好，采出程度達到30%以上，邊部油井投產晚、物性差，采出程度較低;縱向上分析：剩余油與物性有關，高滲透層段動用好，中低滲透層段動用差。

綜上分析可知，樓資23井區Ⅲ8-9層盡管存在汽竄嚴重、平剖面動用差異大、蒸汽吞吐開發進一步擴大蒸汽波及體積難度大的問題、但目前該區域Ⅲ8-9層采出程度僅為22.9%，剩余地質儲量23.5萬噸，因此，通過轉換開發方式進一步提高采收率的潛力仍然較大。

四、點狀蒸汽驅方案設計

（一）井網井距設計原則

1、利用現有可利用井做為汽驅井網內注采井（考慮井下技術狀況影響）;

2、采用靈活的井網形式確保儲量控制最大化;

3、原則上采用70～100米井距;

4、物性好、采出程度高（30%以上）、汽竄嚴重區域擴大1～2個井距。

（二）井網設計結果

依據井網井距設計原則，結合樓資23井區動態情況及開發現狀，一方面為了避開樓1191、1173井汽竄通道，另一方面，由于樓1160井區域采出程度高，擴大井距到樓1171、1162井，最終優化設計樓資23井區點狀蒸汽驅三個井組，其中注汽井3口，采油井14口（見圖1、表1）。

采用容積法對樓資23井區轉驅三個井組Ⅲ8-9層地質儲量進行了計算。井組一（樓資23井組）含油面積0.0528 km2，平均厚度13m，地質儲量14.82×104t;井組二（樓1180井組）含油面積0.0248 km2，平均厚度12.7m，地質儲量7.07×104t;井組三（樓1200井組）含油面積0.0348 km2，平均厚度9.7m，地質儲量7.54×104t;三個井組總含油面積0.1124 km2，總儲量29.43×104t，達到了井網控制儲量最大化的要求。

（三）注采參數優化設計

在確定了轉點狀蒸汽驅的合理注采井網、注汽方式后，還應對蒸汽驅注采參數進行優化設計，以取得較好的蒸汽驅開發效果。蒸汽驅階段重要的注采參數包括注汽速度、間歇汽驅周期注汽量以及采注比。

1.注汽速度設計

根據井樓油田一區主體區域Ⅲ8-9層樓1814井組點驅的礦場效果，結合樓資23井區汽竄嚴重情況，井組一（樓資23井組）注汽強度設計為7t/d.m，井組二（樓1180井組）注汽強度設計為6t/d.m，井組三（樓1200井組）注汽強度設計為9t/d.m，現場應用過程中根據實際情況動態調整。

2.間歇汽驅周期注汽量設計

結合樓資23井區油藏條件以及設計的注汽方式、注汽速度等，優選間歇汽驅各輪注汽量為前2年以10%遞增，后兩年不遞增。

3.采注比設計

井樓油田一區樓資23井區Ⅲ8-9層點狀蒸汽驅的注采參數，具體見表2。

* 注汽方式：間歇汽驅，注30d停60d;

* 注汽速度：井組一（樓資23井組）注汽強度設計為7t/d.m，井組二（樓1180井組）注汽強度設計為6t/d.m，井組三（樓1200井組）注汽強度設計為9t/d.m，現場應用過程中根據實際情況動態調整;

* 間歇汽驅注汽量：前2年按10%依次遞增，后兩年不遞增的方式注汽;

* 累積采注比：1.2。

（四）監測系統設計

為了及時掌握汽驅井組動態變化情況，以及驗證轉汽驅后的開采效果，為蒸汽驅動態調整提供可靠的依據，監測工作量安排見表3。

（五）配套工作量

為完善樓資23井區點狀蒸汽驅注采井網，轉蒸汽驅前應確保井組油井返層或回采至Ⅲ8-9層生產，另外為封堵汽竄通道，三口注汽井也都應在轉驅前實施調剖堵竄措施，具體工作量見表4。

參考文獻

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