稠油吞吐開發(fā)末期穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究與應用

樊瑞

摘要：吞吐稠油區(qū)塊開發(fā)初期主要通過井網(wǎng)加密、擴邊調(diào)整、蒸汽吞吐等技術(shù)實現(xiàn)上產(chǎn)，產(chǎn)量快速遞減后，針對吞吐開發(fā)末期的實際，強化基礎研究及配套技術(shù)應用，規(guī)模實施蒸汽驅(qū)、推廣復合吞吐、深化難采動用、細化分層開發(fā)等技術(shù)，實現(xiàn)區(qū)塊持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

關鍵詞：稠油油藏;吞吐后期;難采動用;分層開發(fā)

1 油田基本情況

洼38塊為深層特稠油油藏，含油面積8.9km，地質(zhì)儲量3224×10t，開發(fā)目的層自下而上分別為下第三系沙三段、東三段和東二段，油藏埋深-1160m～-1490m，三套含油層系繼承發(fā)育，但特征各異，沙三段為水下扇沉積、東三和東二段為扇三角洲前緣沉積，儲層物性好，非均質(zhì)性弱，油藏類型分別為厚層塊狀純油藏、層狀邊水油藏、層狀邊水氣頂油藏，油層厚度20-145m，原油粘度3500-50000mPa·s。自1991年以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，高峰期后產(chǎn)量快速遞減，目前處于吞吐開發(fā)末期。

2 目前存在的主要問題

隨著蒸汽吞吐輪次的增加，主力吞吐區(qū)塊東三、沙三段處于吞吐開發(fā)末期，可采儲量采出程度96.8%，平均吞吐13.5輪，其中15輪以上油井占比達到60%，普遍存在周期遞減大、高含水、低壓低產(chǎn)、低開井率、低油汽比、油井出砂等問題，吞吐油汽比0.2，地層壓力2.3-3.1Mpa，開發(fā)效果逐漸變差，穩(wěn)產(chǎn)難度逐年增大。

3 穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究與應用

針對洼38塊各開發(fā)層系的特點，有序開展油藏描述、剩余油評價、熱采驅(qū)油機理等三項基礎研究工作，形成了針對性、適應性強的穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)。

3.1 吞吐末期優(yōu)化注汽技術(shù)

蒸汽吞吐是注入高溫高壓蒸汽加熱降粘，消耗地層能量的開采方式。按照四優(yōu)選、三優(yōu)化原則，圍繞“選區(qū)、選井、選層、選方式”，通過優(yōu)化“注汽位置、注汽層段、注入介質(zhì)”的組合，強化注汽運行，改善吞吐效果。主要針對高油汽比、高回采水率的邊水稠油油藏水平井實施選點注汽，以液帶油，提高注汽干度，擴大加熱范圍;針對高油汽比、低回采水率的動用程度低區(qū)域新井，逐輪提高注汽強度，改善周期效果;針對低油汽比、高回采水率的高輪次吞吐井，采用分選注、非烴氣輔助吞吐，改善動用不均、延長周期;針對低油汽比、低回采水率的注汽壓力高、油稠、出砂油井，采用高壓注汽、組合注汽、壓裂防砂、降粘助排等措施。吞吐區(qū)域年均實施優(yōu)化注汽100井次，吞吐油汽比0.3以上，綜合遞減率5%。

3.2 深層特稠油蒸汽驅(qū)調(diào)控技術(shù)

針對油藏埋藏深、原油粘度大等不利條件，堅持“以采為先，以液定注”的理念，形成了深層特稠油蒸汽驅(qū)配套技術(shù)，蒸汽驅(qū)效果持續(xù)改善。注汽是核心，保證連續(xù)注汽，注汽時率300天以上;針對埋藏深、沿程熱損失大，采取99%高干度注汽，井底干度提高15%以上;通過長期生產(chǎn)實踐，摸索出合理的注汽速度為110m/d;同時，利用分層注汽、高溫調(diào)剖等技術(shù)改善動用不均，提高波及效率;采油方面按照“抑高揚低”的原則擴大波及體積，控制高產(chǎn)液井，減緩汽竄的同時，開展油井多手段提液，包括吞吐引效、調(diào)參、換大泵、加深泵掛、高溫泵等，采注比穩(wěn)定在1.2左右。此外，通過加強蒸汽驅(qū)注汽、井口、油藏等關鍵參數(shù)的收集與分析，提高蒸汽驅(qū)管理水平。綜合調(diào)整后，蒸汽驅(qū)井組日產(chǎn)油穩(wěn)中有升，實現(xiàn)綜合不遞減，汽驅(qū)階段采出程度達到16.5%。

3.3 邊水油藏分層開發(fā)技術(shù)

東二段屬薄互層邊水普通稠油油藏，受邊水侵入、油品性質(zhì)、投產(chǎn)方式等影響，油井含水上升快、穩(wěn)產(chǎn)時間短。薄互層邊水侵入嚴重，油水關系復雜，含油飽和度低，具有10%的可動水，油水流度比大，開發(fā)初期多采用多層合采方式投產(chǎn)，層間干擾嚴重。穩(wěn)產(chǎn)期僅3年，綜合含水由50%升至90%以上，開井率由70%降至20%，直井開發(fā)后期采油速度0.3%，采出程度6.0%。通過深入分析低速開采原因，重新劃分油水系統(tǒng)，深化低含油飽和度油藏特征認識，開展直平組合分層開發(fā)：在油層厚度大于6m、采出程度低、水淹程度弱的區(qū)域部署水平井;在難以實施水平井的薄層區(qū)域開展直井單采挖潛。水平井具有層間干擾小，產(chǎn)液指數(shù)高，防砂效果好的特點，在邊水活躍單元，遠離邊水部署，延緩水淹速度;在弱邊水單元，部署在構(gòu)造低部位，利用邊水補充能量。同時利用側(cè)鉆水平井代替水平井，保證產(chǎn)能，降低投資。分層開發(fā)后東二段產(chǎn)量翻番，采油速度由0.3%升至0.6%，油藏開發(fā)效果大幅改善。

3.4 特稠油難采儲量動用技術(shù)

洼38塊難動用儲量513萬噸，由于出砂嚴重、原油粘度大、注汽壓力高、吞吐效果差、動用程度低，開井率僅24.5%，評價動用前日產(chǎn)油16噸，采出程度4.3%;為了緩解出砂、降低地層壓力，成功實施5口水平井，在此基礎上，由通過壓防+篩管復合防砂成功復產(chǎn)5口直井。井震結(jié)合對各單砂體開展追蹤，落實了各單砂體及其儲層物性展布，明確了巖性粒度細、泥質(zhì)含量高、原油粘度大是導致區(qū)塊開發(fā)停滯的主要原因;重點強化了油井周期生產(chǎn)特點及剩余油分布規(guī)律研究，提出了以油井產(chǎn)能、吞吐周期、出砂及防砂效果、動用狀況、油藏壓力等特征分析為主的難動用儲量開發(fā)動態(tài)評價方法。針對難采區(qū)塊儲層分布零散且厚度差異大的特點，綜合考慮井網(wǎng)的儲量控制程度及后期開發(fā)方式轉(zhuǎn)換調(diào)整，在疊加厚度大于15米區(qū)域整體實施直井加密調(diào)整;對疊加厚度小、主力砂體發(fā)育區(qū)域?qū)嵤┧骄跐?按照100×100m井距、正方形井網(wǎng)開展井網(wǎng)規(guī)劃。配套應用復合防砂、高壓注汽、組合注汽、解堵增排等技術(shù)，單井效果改善，區(qū)塊采油速度提高8.6倍，實現(xiàn)難采區(qū)整體有效動用。

4 結(jié)論與認識

（1）根據(jù)油井生產(chǎn)特點有針對性的開展分類及注汽優(yōu)化，有效改善吞吐效果;

（2）針對油藏埋藏深、原油粘度大的Ⅱ類儲量蒸汽驅(qū)，可通過注采綜合調(diào)控提高油汽比;

（3）直平組合分層開發(fā)可有效緩解薄互層邊水稠油油藏含水上升，改善開發(fā)效果;

（4）合理的井網(wǎng)規(guī)劃、相關配套技術(shù)的應用，能夠?qū)崿F(xiàn)難采儲量的有效動用。

參考文獻：

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