孤島南區(qū)東稠油分類治理對策

林鑫

南區(qū)東擴邊稠油單元位于孤島油田南區(qū)的東部，北部為孤南大斷層，與中二區(qū)和東區(qū)相鄰，南部以渤78斷層為界，西部與渤64斷塊相接。單元含油面積2.6Km2，平均有效厚度8.1m，地質(zhì)儲量454×104t，主要含油層系為上館陶組的Ng1+2～Ng3砂層組，是一套粉細砂巖組成的河流相正韻律沉積儲層，為曲流河沉積，壓實差，膠結(jié)疏松，膠結(jié)類型以孔隙式～接觸式膠結(jié)為主，膠結(jié)物主要為泥質(zhì)。

1南區(qū)東稠油開發(fā)存在問題

1.1 ?Ng 1+2油藏地層壓降大，套變井?dāng)?shù)增多

南區(qū)東擴Ng 1+2單元地質(zhì)儲量262×104t，油井開井?dāng)?shù)68口，采出程度28.36%，稠油蒸汽吞吐開采主要屬于重力驅(qū)動和彈性驅(qū)動， 隨著生產(chǎn)周期的增加， 近井地帶原油不斷被采出， 造成近井地帶地層壓力下降， 蒸汽吞吐進入高周期后， 地層壓力已降至原始地層壓力的45% ～ 50% 。地層壓力的下降，遠井地帶原油流動困難， 油井的供液能力下降。該單元共有套變井27口占該層段油井總數(shù)的40%，常規(guī)轉(zhuǎn)周效果變差，嚴重影響了單元的開發(fā)水平。

1.2 ?Ng 3油藏水侵嚴重，調(diào)剖效果變差

南區(qū)東擴Ng 3單元地質(zhì)儲量141×104t，油井開井?dāng)?shù)26口，采出程度25.56%，受頂部稀油的注入水以及底部邊底水的雙重影響，儲層縱向上自下而上水淹，平面上由邊部向內(nèi)部不斷侵入。目前含水大于90%的高含水井儲量和井?dāng)?shù)占稠油的40%左右，年產(chǎn)量僅占稠油的20%左右。多輪次調(diào)剖效果變差，邊水侵入已成為制約該單元穩(wěn)產(chǎn)的主要問題之一，亟需調(diào)整該單元開發(fā)對策。

2 南區(qū)東稠油單元穩(wěn)產(chǎn)對策

2.1 提高Ng1+2單元高輪次井采收率

南區(qū)東Ng1+2的特點是儲層物性差、敏感性強、能量低，套變井多，儲量控制程度低，單一的蒸汽吞吐開發(fā)效果逐漸變差，針對油藏及井況不同特征實行差異化治理，提高了油藏的開發(fā)水平。

2.1.1實施“一注多采”，高效再提效

目前Ng1+2單元針對儲層物性好，油層厚度大單井主要以蒸汽吞吐開發(fā)為主，四周期以上的轉(zhuǎn)周井占比達71%，油氣比為1.0，維持目前開采方式，高效吞吐單井出現(xiàn)下降趨勢，GDN28N206井第五周期峰值日油較之前周期時間變短且日油量下降，一注多采就是注汽井相鄰的層位對應(yīng)且熱聯(lián)通性相對較好的油井劃為一個井組， 中心井階段時間大劑量注汽，周圍處在生產(chǎn)末期井不需單獨注汽而是依靠中心井注入能量連續(xù)生產(chǎn)， 從而實現(xiàn)整個井組多井整體吞吐， 相比常規(guī)蒸汽吞吐能擴大蒸汽波及面積 ，改善吞吐效果，提高驅(qū)油效率和采收率?！耙蛔⒍嗖伞痹霎a(chǎn)機理主要有三方面[2]： 選擇中心井注汽對井間剩余油提供單一方向驅(qū)動能量， 使井間剩余油被有效地驅(qū)到生產(chǎn)井井底; 中心井注汽沿蒸汽突破通道與生產(chǎn)井形成汽腔連通， 從而實現(xiàn)井組整體吞吐，有利于整體汽腔的擴大， 形成垂向上的重力泄油

作用。

南區(qū)東擴地層壓降大，非均質(zhì)導(dǎo)致井間容易形成熱聯(lián)通，在轉(zhuǎn)周注汽時密切關(guān)注周圍同層受效井，對存在熱聯(lián)通的注汽受效井重點做好數(shù)據(jù)的落實跟蹤，調(diào)參提液提高熱量利用率，GDN33P202井組有6口井，井距平均為85m ，井組相對獨立。為改善井組高周期生產(chǎn)效果， 先后實施了多井同步蒸汽吞吐（ 3、4、5周期）、一注多采（ 6、7周期）。該井組6周期實施一注多采后， 井組平均單井周期產(chǎn)油2680t ，油汽比1. 02。

2.1.2 實施稠油吞吐轉(zhuǎn)降粘劑驅(qū)，低效轉(zhuǎn)高效

南區(qū)東擴館1+2低效井組共有套變井27口占該層段油井總數(shù)的40%，無法實施蒸汽吞吐開采，開采程度只有18.2%，針對上述情況制定了以下對策：儲層高滲通道進行封堵改善吸水剖面，增大注入水波及體積;原油粘度高，油水流度比小進行降粘，降低啟動壓力，提高驅(qū)油效率，最終提高油藏采收率。

2018年計劃6個注水試驗井組，已實施4個井組，累計注水1.3萬方，目前地層虧空情況在注水開發(fā)以后開始逐步下降，最早實施的GDN28NB4井組已見效。

2.3 優(yōu)化排液及調(diào)堵注采參數(shù)，穩(wěn)定水侵稠油開發(fā)

南區(qū)東擴Ng3為強邊水稠油油藏，該區(qū)地層?xùn)|傾，整體呈西高東低趨勢，構(gòu)造簡單，地層較平緩，地層水水侵沿構(gòu)造的低部位向高部位推進，構(gòu)造 “溝槽”部位邊水推進塊，構(gòu)造脊背部位邊水推進慢。位于溝槽部位的井見水快，見水早，水線前緣形狀與構(gòu)造溝槽分布吻合[3]。由單一的水侵前緣氮氣調(diào)剖變?yōu)楦鶕?jù)油藏的水侵特點圖11、12制定了堵排結(jié)合，綜合治理的方針：水侵一線井優(yōu)化排液選井及排液量，減緩水侵速度 ，2017年東擴Ng3對邊水一線井實施防砂、低檢、扶停等措施合計9井次，與措施前相比日液增加448噸，有效遏制了產(chǎn)量下滑趨勢，含水趨向平穩(wěn);利用調(diào)堵參數(shù)動態(tài)調(diào)控技術(shù)，提高調(diào)堵效果及熱利用率。分三個階段進行調(diào)堵即調(diào)堵階段：排液井提液，內(nèi)線井降液，強化封堵效果; 注汽階段：排液井限液，內(nèi)線井提液，提高加熱效率;生產(chǎn)階段：各向恢復(fù)正常生產(chǎn)參數(shù)。氮氣調(diào)剖技術(shù)能夠有效封堵控制蒸汽竄流，調(diào)整熱采井的吸氣剖面，提高蒸汽波及體積，改善油藏開發(fā)效果[4]。上半年實施氮氣調(diào)剖2井次，累計增油1452噸。

3 結(jié)論及建議

（1）通過實施一注多采，南區(qū)東擴油井生產(chǎn)狀況得到了明顯的改善，日產(chǎn)油穩(wěn)步提高，有效緩解了作業(yè)區(qū)成本壓力和產(chǎn)量壓力。存在熱聯(lián)通井組繼續(xù)擴大一注多采規(guī)模。

（2）南區(qū)東擴館1+2單元屬于薄層敏感稠油，套變井多，剩余油井間富集，如何重建井網(wǎng)增加儲量的控制程度，選擇合適的注入及采出速度是下步需解決的問題。

【參考文獻】

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[2] 徐家年，馮國慶，任曉等.超稠油油藏蒸汽吞吐穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策研究[ J].西南石油大學(xué)學(xué)報，2007，，2（5）：90-93.

[3] 曾祥平. 邊底水稠油油藏水侵預(yù)警分析與治理[ J].油氣地質(zhì)與采收率，2008，15（1）：80-83.

[4] 宮俊峰， 曹嫣鎮(zhèn)， 唐培忠等. 高溫復(fù)合泡沫體系提高勝利油田稠油熱采開發(fā)效果[ J].石油勘探與開發(fā)，2006，33（2）：92-96.q