墾東521塊開發(fā)方式研究

陳國民

摘要：稠油具有粘度大、流動性差的特點，成本高、開采難度較大，通過多年的蒸汽吞吐和間歇蒸汽驅(qū)相結(jié)合的開發(fā)方式，起初取得了良好的效果，但目前各區(qū)塊主要受邊底水、地層虧空、高吞吐輪次、吞吐壓力高干度低等直接影響了開發(fā)效果，稠油遞減加大，區(qū)塊綜合含水已達到96%以上。本文根據(jù)區(qū)塊的地質(zhì)及開采狀況，對上述現(xiàn)象進行了綜合分析，并針對區(qū)塊治理邊底水，提高區(qū)塊開發(fā)效果提出合理建議。

關(guān)鍵詞：稠油油藏;邊底水活躍;電泵提液;氮氣調(diào)剖;二氧化碳

1地質(zhì)概況

墾東521塊位于紅柳油田東北部，處在墾東5-6斷層的上升盤。其總體構(gòu)造形態(tài)為由南東向北西傾沒的鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造簡單、平緩，構(gòu)造傾角2～4°，東陡西緩，構(gòu)造高點在HLKD52-25、HLKD52-26井附近。墾東521塊含油面積2.1km2，探明石油地質(zhì)儲量575×10t。地面原油密度0.974～0.987g/cm3，50℃時地面脫氣原油粘度3000～6000mPa.s，屬普通稠油。綜合分析，墾東521塊總體表現(xiàn)為“兩低一高”，即采出程度低、采油速度低、含水高的特點。

2目前開發(fā)中存在的問題

2.1邊水入侵加劇，平面水淹嚴重，吞吐選井難度加大

墾東521單元都具有較強的邊底水能量，隨著地層虧空的不斷加大，邊底水推進速度不斷加快，同時水體還沿著地層虧空較大的油井竄入砂體的較高位置，造成大量高含水井無法轉(zhuǎn)周注汽，產(chǎn)量大幅度下降。據(jù)統(tǒng)計該區(qū)塊因高含水不可吞吐井19口，占開井的36.5%。墾東521塊43+4層邊部油井受邊水影響，含水較高，內(nèi)部區(qū)域油井含水低;68-NGX1層系西部地區(qū)的油井受邊水影響嚴重，含水較高，東北部高部位地區(qū)油井含水低，主要是靠單井吞吐注汽生產(chǎn)。

2.2儲層動用不均衡，井間剩余油富集

目前，墾東521塊主要是用43+4和68-NGX2這兩套層系開發(fā)。分小層來看，主力層采出程度相對較高，儲量動用好，非主力層相對較低，動用較差。具體來看，截止目前，主力層儲量動用采出程度高達22.46%，其中43+4層儲量動用狀況最好，采出程度25.51%;非主力層中62層和53層采出程度較高，分別是20.84%和17.57%，63.4層基本未動用?？偟膩碚f，剩余油呈現(xiàn)“整體富集，條帶水淹”的現(xiàn)狀。

2.3多年熱采開發(fā)，井況惡化，套變事故井多

據(jù)統(tǒng)計，熱采井套管損壞呈現(xiàn)出兩個特點，一是套損點套損形態(tài)表現(xiàn)為多樣性，套損點套損形態(tài)有注汽吞吐產(chǎn)生的應(yīng)變熱應(yīng)力和地層出砂引起的套變、錯斷，也有因固井質(zhì)量不合格、套管腐蝕引起的套漏、變形，還有作業(yè)造成的套裂、套斷現(xiàn)象，說明熱采井套損因素比較多;二是套損點沿井筒深度分布表現(xiàn)出相對集中性，套損點相對中于兩個位置，第一位置在井口附近，約占套損井?dāng)?shù)的20%，第二位置在油層上部或蓋層區(qū)內(nèi)，有60%以上的套損井集中表現(xiàn)在油層上部附近。目前，墾東521塊總油井63口，報廢或半報19口;汽驅(qū)井7口，報廢或半報5口，造成停產(chǎn)井多，減少了控制儲量，破壞了井網(wǎng)完善程度。

3目前的主要做法

認真分析墾東521塊上述存在問題，大膽探索，與工藝結(jié)合，通過“一線提液，二線堵調(diào)，內(nèi)部補充能量”的方法，實現(xiàn)了稠油高含水井治理，提高了吞吐效果，優(yōu)化開采方式，改善區(qū)塊開發(fā)效果，提高儲層動用程度，最終提高采收率。

3.1推行“電泵提液”，實現(xiàn)稠油提質(zhì)增效。

針對墾東521塊邊底水入侵加劇，含水上升迅速的現(xiàn)狀，對一線井實施提液，以減緩邊底水入侵。根據(jù)電泵井排量大，易操作的特點，我們優(yōu)選地層發(fā)育好、液量高、液面淺的HLKD52-34井進行電泵采油試驗，并于2月10日開井，日增油9.2t/d，含水由97.7%降至96.5%。2018年采油管理七區(qū)實施電泵提液3口，措施后單井日液增加300t/口，日油增加6.0t/口，累增油5900t。下步計劃繼續(xù)實施1井次，預(yù)計增油能力5t/d。

3.2實施DNS復(fù)合熱采工藝，提高吞吐效果

結(jié)合墾東521塊地層發(fā)育狀況、剩余油分布、構(gòu)造位置、單井具體生產(chǎn)情況及其吞吐效果評價，做深入的了解，針對吞吐壓力低、邊水突進快、熱采效果差這一類稠油熱采井，采用氮氣泡沫調(diào)剖復(fù)合熱采技術(shù)，進行調(diào)剖封竄，封堵高滲透層和大孔道，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及體積，提高汽驅(qū)范圍內(nèi)洗油效率。2018年實施10口井，平均單井注入氮氣7.46*10Nm3。2018年開井10口，占總吞吐開井的32.0%，措施前平均日液22.7t/d，日油0.7t/d，含水97.1%，措施后平均日液34.7t/d，日油4.3t/d，含水87.6%，較措施前平均單井日增油3.6t/d，含水平均下降9.5%，累計增油5382t，見到了明顯的調(diào)剖增油效果。

3.3實施DCS復(fù)合熱采工藝，提高吞吐效果

針對注汽高壓井，在注汽前先擠入一定量的CO2，利用CO2與驅(qū)油有關(guān)的主要性質(zhì)為補充油層能量、使原油粘度降低、體積系數(shù)增大、增加儲層的滲流能力、降低油水界面張力等特性，補充地層能量，提高地層的滲透性，達到增產(chǎn)增效的目的;規(guī)模化使用CO2復(fù)合吞吐，降低注汽壓力，提高注汽效果。2018年實施13口，占總吞吐開井的36.0%，累增油7945t。

3.4推行“一注多采”，補充地層能量。

針對因套損、增油效果未達到注汽條件和保護區(qū)作業(yè)受限等因素而不能注汽的低能量稠油井，實施了CO2冷采工藝，及時補充地層能量，利用CO2非常容易溶于稠油中，在地層溫度和地層壓力條件下，1噸液態(tài)CO2可以產(chǎn)生480m3氣體CO2，其同稠油之間良好的親合性是提高開采效果的重要機理。共計實施4井次，措施后日增油10.8t/d，累增油828t。2018年實施4井次，增油能力8t/d。

4結(jié)論及認識

（1）就目前的開發(fā)形勢而言，只依靠單純的蒸汽吞吐已不能滿足目前的開采現(xiàn)狀，需與工藝結(jié)合，提高開發(fā)效果，才能實現(xiàn)稠油高含水治理，確保稠油穩(wěn)產(chǎn)增效。

（2）在“水”的治理上可運用氮氣調(diào)剖技術(shù)，封堵出水部位，提高富集油地帶的動用程度，實現(xiàn)地層深部封堵調(diào)剖。該技術(shù)對于改善高含稠油井效果較好。

（3）CO2冷采工藝不僅節(jié)省了作業(yè)占用時間和成本，還能達到增產(chǎn)增效的特點，從而提高單井產(chǎn)能和區(qū)塊開發(fā)效果，具有較好的推廣價值。