井樓油田零區(qū)的綜合治理

熊正友 潘素玲 付潔 仝照偉 謝桂青 賈愛紅

中國石化河南油田分公司采油二廠

井樓油田零區(qū)的綜合治理

熊正友 潘素玲 付潔 仝照偉 謝桂青 賈愛紅

中國石化河南油田分公司采油二廠

井樓油田零區(qū)有長停井76口，其中地質(zhì)關(guān)井65口，工程關(guān)井11口，地質(zhì)儲量80.28×104t，累計(jì)采油量21.9×104t，采出程度27.3%，剩余地質(zhì)儲量52.98×104t，因此具有較大的扶產(chǎn)挖潛潛力。隨著油井吞吐周期數(shù)的增加，剩余油主要分布在井間，對低效井的治理主要是提高蒸汽的波及體積和補(bǔ)充地層能量。該區(qū)共實(shí)施返層補(bǔ)孔11井次，累計(jì)核實(shí)增油量968 t。綜合治理對策的實(shí)施，提高了儲量動用程度，自然遞減控制在23%以內(nèi)，收到了較好效果。

井樓油田；長停井；低效井；返層補(bǔ)孔；綜合治理；效果

1 油藏地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 地質(zhì)概況

井樓油田零區(qū)開采層位為下第三系核三段Ⅲ6層，巖性為一套淺灰色細(xì)粉砂巖，屬水下辮狀河道沉積。油層埋藏深度263.9～428.5 m，平均埋藏深度346.2 m；油層原始地層壓力2.68～4.19 MPa；原始地層溫度26.9～34℃；砂層厚度1.3～12.6 m，平均7.2 m，有效厚度0.6～11.4 m，平均5.0 m；純總厚度比0.3～0.6，平均0.4；孔隙度32%；滲透率2.1 μm2；原始含油飽和度70%；脫氣原油密度0.953～0.960 g/cm3；油層溫度下脫氣原油黏度16 111～21 445 mPa·s，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量31.5%～42.6%，含蠟量6.0%～8.2%，含硫量0.25%～0.32%，凝固點(diǎn)0～19℃，屬特稠油。零區(qū)地質(zhì)儲量103.9×104t，可采儲量49.7×104t。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

1986年9月對井樓油田零區(qū)樓101和樓資2井首次進(jìn)行了單井吞吐試驗(yàn)，突破了薄層特稠油出油關(guān)。1987年9月零區(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)正式投入吞吐試驗(yàn)，1990年12月初轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)試驗(yàn)。至2000年底處于先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的井陸續(xù)工程關(guān)井或地質(zhì)關(guān)井。井樓油田零區(qū)有長停井76口，其中地質(zhì)關(guān)井65口，工程關(guān)井11口，地質(zhì)儲量80.28×104t，累計(jì)采油量21.9×104t，采出程度27.3%，剩余地質(zhì)儲量52.98×104t，因此具有較大的扶產(chǎn)挖潛潛力。隨著2004年樓資2井扶產(chǎn)，零區(qū)陸續(xù)投入新井，截至2012年12月，正常生產(chǎn)井116口，核實(shí)日產(chǎn)液量375.9 t，日產(chǎn)油量57 t，綜合含水率84.8%，平均日注汽222 t，油汽比0.26，采注比1.69；全區(qū)累計(jì)注汽144.30×104t，累計(jì)產(chǎn)液量169.80×104t，累計(jì)產(chǎn)油量36.36×104t，綜合含水率78.6%，累計(jì)油汽比0.25，采注比1.18，采出程度35.0%。

2 開發(fā)中存在的主要問題

（1）主力層Ⅲ6層南部吞吐周期高，低產(chǎn)低效井多，開發(fā)效果差。零區(qū)主力層Ⅲ6層南部目前有生產(chǎn)井27口，累計(jì)吞吐320井次，平均單井吞吐11.1個周期，1～5周期油井3口，比例只有11.1%；6～9周期油井6口，比例只有22.2%，目前大部分油井已經(jīng)進(jìn)入中高周期吞吐。低效井18口，占總生產(chǎn)井的66.7%，周期日產(chǎn)油量由第1周期的2.2 t下降到第13周期的0.7 t，油汽比由0.42下降到0.11，吞吐開發(fā)效果變差。

（2）返層補(bǔ)孔潛力小，依靠主體措施穩(wěn)產(chǎn)難度大。零區(qū)主力生產(chǎn)層為Ⅲ6層，生產(chǎn)層系單一，油層厚度薄，樓112井區(qū)目前生產(chǎn)井后備層有效厚度一般都在1～3 m，且油層物性差，實(shí)施措施難度大。樓112井區(qū)生產(chǎn)井有34口，目前間開井16口，間開井無后備層或者后備層差，返層生產(chǎn)潛力小。

3 提高開發(fā)效果技術(shù)對策

3.1 低效井的治理對策

（1）生產(chǎn)潛力較大的低效井的治理。隨著油井吞吐周期數(shù)的增加，剩余油主要分布在井間，因此對低效井的治理主要是提高蒸汽的波及體積和補(bǔ)充地層能量。2012年化學(xué)輔助吞吐在零區(qū)得到了廣泛的應(yīng)用，尤其是氮?dú)廨o助吞吐在零區(qū)取得較好的吞吐效果。治理措施后，縮短排水期16.6天，峰值產(chǎn)油量上升了3.0 t，日產(chǎn)油水平、油汽比和采注比都上升，通過氮?dú)庵糯胧┯行У財(cái)U(kuò)大了蒸汽的波及體積，補(bǔ)充了地層能量。2012年累計(jì)實(shí)施46井次，措施核實(shí)增油850 t。

（2）生產(chǎn)潛力較小的低效井的治理。根據(jù)零區(qū)目前生產(chǎn)井后備層潛力，開展了返層補(bǔ)孔時(shí)機(jī)研究（廢棄產(chǎn)量≤1.0 t/d，廢棄油汽比≤0.12）。2012年井樓油田零區(qū)共實(shí)施返層補(bǔ)孔11井次，累計(jì)核實(shí)增油968 t。

3.2 長停井的治理對策

根據(jù)長停井剩余油潛力類型、潛力控制因素和剩余油潛力大小，提出相對應(yīng)的扶產(chǎn)潛力挖潛技術(shù)對策，配套挖潛技術(shù)對策見表1。2012年在零區(qū)開展大規(guī)模扶產(chǎn)工作，全年累計(jì)扶產(chǎn)23井次，累計(jì)核實(shí)產(chǎn)油量3 689 t，累計(jì)注汽量10 094 t，平均日產(chǎn)油量1.1 t，油汽比0.48，以平均日產(chǎn)油量大于0.6 t為評價(jià)指標(biāo)，扶產(chǎn)有效率74%。

表1 長停井配套挖潛技術(shù)對策

4 結(jié)語

（1）井樓油田零區(qū)進(jìn)入吞吐開發(fā)中后期，低效井逐漸增多，穩(wěn)產(chǎn)難度大，因此開展區(qū)塊潛力研究，針對不同類型剩余油潛力類型，制定了綜合治理對策方案。

（2）綜合治理對策的實(shí)施，提高了儲量動用程度，自然遞減控制在23%以內(nèi)，取得了較好的效果。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.1.023