邊際敏感稠油油藏提質(zhì)增效技術(shù)探索

馬彥風(fēng)（勝利油田勘探開發(fā)研究院，山東 東營257000）

近年來，隨著油價的持續(xù)低迷，對油田開發(fā)生產(chǎn)經(jīng)營帶來嚴(yán)重的困境，低油價給稠油帶來了更大挑戰(zhàn)[1]。針對邊際稠油高耗能、高開發(fā)成本等生產(chǎn)經(jīng)營壓力問題，不斷開拓思路，探索和發(fā)展低成本開發(fā)技術(shù)系列，努力尋找邊際敏感稠油開發(fā)中新的效益增長點，提升稠油井開發(fā)整體系統(tǒng)效率，實現(xiàn)邊際敏感稠油生產(chǎn)井低成本開發(fā)，并取得了良好的實踐效果。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)域夏8 塊構(gòu)造上處于惠民凹陷中央隆起帶東段。該塊滲透率1531×10-3μm2，孔隙度34.1%，為三角洲前緣亞相沉積，是一高孔高滲透頂氣邊水層狀稠油油藏，含油面積5.75km2，原油地質(zhì)儲量527.9×104t。該塊油藏具有“稠、砂、薄、水、敏、低”等特點，開發(fā)上處于中高含水（87.5%）、低采油速度（0.29%）、低采出程度（10.0%），經(jīng)營上處于低油價、高操作成本（噸油操作成本1375元∕噸）階段，開發(fā)效較差。

2 提質(zhì)增效潛力及主要做法

2.1 提質(zhì)增效潛力

2.1.1 單井控制儲量大，儲量動用程度低

夏 8 塊整體井網(wǎng)密度 6.8 口∕km2，單井控制儲量 13.5×104t，整體采出程度僅10.0%，僅采出可采儲量的54.5%。通過計算剩余可采儲量，平均單井剩余可采儲量1.1×104t。

2.1.2 剩余油普遍分布，局部富集

通過開發(fā)動態(tài)分析，定性重新認(rèn)識剩余油分布，認(rèn)為剩余油還是普遍分布。在厚度大、發(fā)育好的東北、西南區(qū)域，采出狀況較好，厚度小、發(fā)育較差的西北，東南區(qū)域，采出狀況較差。目前井距300-400米，理論計算極限動用井距為170米，僅為目前井距的48.6%，在目前井網(wǎng)下儲量動用程度較差。監(jiān)測資料也表明，井間剩余油還是比較富集的，例如，夏8-204井2014年過套管電阻率測井成果圖表明，層內(nèi)頂部剩余油飽和度42.2%，底部剩余油飽和度30.2%，頂部高于底部。

通過數(shù)模研究，定量重識剩余油分布，平面上：在靠近斷層、遠(yuǎn)離邊水、井間剩余油相對較高，剩余油飽和度53.0%左右；縱向上：油層頂部剩余油飽和度較高，為58.0%左右，底部剩余油飽和度較低，為38.0%左右，底部明顯水侵。從2015 年鉆遇新井（夏8-308）情況看，井間含油飽和度較高，油層頂部剩余油飽和度較高，達(dá)67.0%，底部剩余油飽和度較低，為18.7%。

2.2 提質(zhì)增效主要做法

2.2.1 以盤活增量為中心，探索新井新生技術(shù)

一是廣泛調(diào)研，優(yōu)化開發(fā)方式。針對油稠、水進(jìn)的特性開展防水和降粘技術(shù)的調(diào)研論證。按照勝利油田稠油蒸汽吞吐篩選的標(biāo)準(zhǔn)，該塊符合勝利油田甲-1普通稠油蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)。該塊原油對溫度的敏感性較強(qiáng)，原油粘度隨著溫度的升高而降低，溫度每升高10oC，原油粘度降低近一半，因此采用注蒸汽熱采更合適。同時，通過調(diào)研，目前增能抑水比較成熟的是注氮氣，因此建議采用注氮氣的方式改善開發(fā)效果。

二是精細(xì)開發(fā)，優(yōu)化新井設(shè)計。全區(qū)重新對比小層，精細(xì)研究隔夾層，落實隔夾層分布，采用水平井+直井聯(lián)合布井方式，最大程度的盤活儲量，無有效物性夾層及隔層的區(qū)域，以水平井為主；發(fā)育2個比較明顯的物性夾層區(qū)域，水平井難動用韻律段，以定向井為主。在井型優(yōu)化的基礎(chǔ)上，對井位進(jìn)行優(yōu)化論證，油水邊界附近油層有效厚度一般6～8m，為減緩水侵，在距內(nèi)油水邊界200m 以上區(qū)域布井，新井與老井距離100m 以上。水平井距頂1.5-2m，水平段長度優(yōu)化為100-150m。

三是系統(tǒng)組合，優(yōu)化配套工藝。首先，針對治稠、防砂、降敏、抑水、補(bǔ)能量、優(yōu)舉等方面分別進(jìn)行優(yōu)化。治稠采用蒸汽吞吐方式，并針對注汽壓力高的問題，由亞臨界鍋爐轉(zhuǎn)為超臨界鍋爐，實現(xiàn)了高壓力下連續(xù)注汽；防砂主要采用目前比較成熟的壓裂防砂技術(shù)；降敏采用高溫防膨劑，并優(yōu)化泵注程序，由注汽過程中伴注改為先期注入，降低注汽壓力的同時降低井口刺漏風(fēng)險；注氮氣補(bǔ)充地層能量，抑制邊水推進(jìn)，改善開發(fā)效果；優(yōu)舉上由皮帶機(jī)改為螺桿泵，節(jié)能降耗，延長生產(chǎn)周期。

通過實施，夏8-308井取得了較好的效果。采用機(jī)械防砂、氮氣環(huán)空隔熱，并注3萬方氮氣增能，超臨界鍋爐注汽，注汽前注入高溫防膨劑，降低注汽壓力，注汽速度控制在8t∕h，注汽壓力初期13.31MPa，后期壓力穩(wěn)定在23.5MPa，累計注汽1200t，達(dá)到設(shè)計要求（1000t）。投產(chǎn)初期日液 20.1t∕d，日油 9.2t∕d，含水54.0%，目前日液5.8t∕d，日油3.2t∕d，含水45.0%，累產(chǎn)油2221t，油汽比1.9。在此基礎(chǔ)上，繼續(xù)針對該塊油稠、出砂、層薄、邊底水錐進(jìn)、水敏及壓力低6個特點的治理工藝技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化，形成了適合該區(qū)塊的FNS組合開發(fā)技術(shù)。

2.2.2 以盤活存量為中心，探索老井重生技術(shù)

目前老井非熱采完井方式，不能熱采；且老井開采原是氣、液混合流，低液低產(chǎn)，含水較高，老井有61%的井日液＜10t∕d，52%的井日油＜1t∕d，且有67%的井含水在80%以上。針對上述問題，采取以下措施。

一是精準(zhǔn)施策，做實存量。針對油稠的問題，進(jìn)行稠油冷采降粘劑的研究與應(yīng)用，進(jìn)行室內(nèi)實驗評價，找到適合該區(qū)的配方體系。充分體現(xiàn)“一井一案”的原則，針對每口井粘度、含水及供液能力的不同，均取樣做配伍實驗，選取合理的藥劑濃度及注入量[2]。該技術(shù)可以不動管柱，減少作業(yè)費用。二是三線四區(qū)，做優(yōu)存量。針對三線四區(qū)無效區(qū)和邊際區(qū)的井，事前算贏，先算后干。按照潛力先大后小的原則，綜合考慮存量潛力、粘度及滲透率，分步實施。三是一井一策，做大存量。充分考慮每口井的開發(fā)狀況，有順序、有取舍，在不同區(qū)域、不同類型井均開展試驗。

優(yōu)選2口潛力較大、滲透率較高、粘度較低的井開展實驗，并在高含水井夏8-18采用堵水+降粘結(jié)合的措施，措施實施后，夏8-18井日油由措施前的0.2噸∕天提高至目前的1.3噸∕天，已累計增油640 噸。通過效益評價，實施的2 口井在目前油價下都有效益，增加利潤113.4萬元。

3 應(yīng)用效果

2015 年以來共實施蒸汽吞吐新井5 井次，單井日油3.0 噸∕天，累產(chǎn)油量6060 噸，噸油操作成本995 元∕噸，增加利潤767.6萬元。老井實施自擴(kuò)散體系吞吐11井次，其中有效10口井，無效1口井，措施有效率90.9%，平均單井累增油775噸；平均單井日增油1.0 噸∕天，噸油操作成本880 元∕噸，增加利潤1394.6萬元。

實施以來，熱采井與化學(xué)吞吐冷采井產(chǎn)量逐年上升，有效控制了夏8塊產(chǎn)能的下降，sec儲量由2015年的1.5萬噸上升到2.0 萬噸，桶油操作成本由51.91$∕bbl 下降到 44.71$∕bbl，實現(xiàn)了SEC儲量的增加和操作成本的降低。

4 結(jié)語

（1）在前期先導(dǎo)試驗的基礎(chǔ)上，結(jié)合夏8 塊開發(fā)特點，通過優(yōu)化完善儲層改造規(guī)模、油層處理方式、注汽參數(shù)優(yōu)化、舉升方式轉(zhuǎn)變等措施，形成了一套適用于夏8 塊特點的FNS 熱采配套工藝。

（2）稠油自擴(kuò)散降粘體系，通過“精準(zhǔn)施策”，針對性進(jìn)行室內(nèi)實驗評價，找到了適合該地區(qū)的配方體系，并采用“三線四區(qū)”、“一井一策”，不斷探索嘗試，轉(zhuǎn)變思路擴(kuò)大規(guī)模，形成了一套適用于夏8塊特點的自擴(kuò)散降粘體系。

（3）從邊際敏感稠油油藏特點和開發(fā)難點出發(fā)，創(chuàng)新形成了邊際敏感稠油油藏效益開發(fā)模式管理體系，提高了油田開發(fā)質(zhì)量和效益，在同行業(yè)中處于領(lǐng)先水平，有著重要的經(jīng)濟(jì)和社會意義，可作為低成本開發(fā)技術(shù)在同類型油藏推廣和應(yīng)用。