不同類型油藏效益開發(fā)技術(shù)對策及方向

孫寧寧

（中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015）

2014年以來，受國際油價持續(xù)低迷影響，勝利油田利潤由盈轉(zhuǎn)虧、可持續(xù)發(fā)展面臨嚴峻挑戰(zhàn)，油田開發(fā)呈現(xiàn)三大矛盾：一是未動儲量和新發(fā)現(xiàn)儲量品味低，開發(fā)技術(shù)不適用，經(jīng)濟有效動用難度大。現(xiàn)有技術(shù)條件下60美元可動用儲量占總未動儲量比例不到10%，亟需創(chuàng)新攻關(guān)低成本高效開發(fā)技術(shù)。二是老油田特高含水期穩(wěn)產(chǎn)制約因素突出，油田抗風(fēng)險能力有待提升。如井況因素方面，45%的井生產(chǎn)時間在15年以上；年新增套損井不斷增加，套損井數(shù)由“十二五”的年均400口上升到目前的600多口。三是原油產(chǎn)量大幅下滑，完全成本快速上升。2014年以來，原油產(chǎn)量由2 787萬噸降至2 340萬噸，降幅16%，產(chǎn)量下降導(dǎo)致折舊、折耗大幅上升，噸油完全成本增幅達38.6%，50美元/桶盈虧平衡難度大。

勝利油田油藏類型、開發(fā)方式多樣，不同類型油藏開發(fā)矛盾存在差異性，面對嚴峻形勢，有必要結(jié)合不同類型油藏階段特征和開發(fā)矛盾，深化潛力認識，提出不同類型油藏提質(zhì)增效的對策及方向，通過做大做優(yōu)增量、控制存量遞減、有效增加SEC儲量，實現(xiàn)油田的可持續(xù)發(fā)展。

1 液流轉(zhuǎn)向，流場調(diào)控，延長整裝油藏經(jīng)濟壽命

勝利油田整裝油藏主要分布在勝坨、孤島、孤東、埕東4個油田，占總儲量的20%左右，含水高達96.8%，處于特高含水開發(fā)后期，水油比高，運行成本高，提升效益難。開發(fā)面臨的矛盾有2個方面：一是縱向動用不均衡，高耗水層發(fā)育；二是井網(wǎng)、流線長期固定，平面驅(qū)替不均衡，存在高耗水帶。室內(nèi)實驗和礦場實踐表明，特高含水后期水相滲流能力存在突變點，突變點后含水飽和度的微小增加，帶來水相滲透率急劇上升，造成流動阻力急劇減小，達到突變點的油藏局部區(qū)域，注入水基本達不到驅(qū)替原油的作用，呈現(xiàn)出高耗水現(xiàn)象。此時，絕大多數(shù)的注入水量消耗在局部極端高耗水區(qū)，注入水低效循環(huán)，驅(qū)替嚴重不均衡，降低了注入水利用效率?；谔馗吆笃谒?qū)開發(fā)理論認識，以“液流轉(zhuǎn)向”為核心，應(yīng)用特高含水后期極端耗水調(diào)控配套技術(shù)，通過動態(tài)優(yōu)化組合層系，矢量井網(wǎng)調(diào)整注采方向及強度，抑制平面、層間、層內(nèi)高耗水層帶。

1.1 層系細分，解決縱向矛盾

傳統(tǒng)層系細分重組指標以靜態(tài)指標為主，包括滲透率、原油黏度和油層厚度等，不能反映特高含水后期儲層動態(tài)非均質(zhì)性特征。隨著開發(fā)進入特高含水后期，儲層物性、流體參數(shù)均發(fā)生變化，各層的剩余油飽和度也相差較大。根據(jù)開發(fā)需要，建立以隨飽和度變化的擬滲流阻力作為動態(tài)表征參數(shù)的縱向細分優(yōu)化方法。針對特高含水期層間動態(tài)非均質(zhì)性強、動用差異大的矛盾，使擬滲流阻力相對低的小層組合到一起，擬滲流阻力相對高的小層組合在一起，盡可能的減少縱向干擾程度，抑制縱向極端高耗水層，最大程度地改善開發(fā)效果。該方法改變了傳統(tǒng)的按絕對滲透率大小層系重組模式，建立了以擬滲流阻力級差為主要指標的層系重組優(yōu)化新方法。

擬滲流阻力計算公式[1]：

式中，ko為油相有效滲透率，10-3μm2；kw為水相有效滲透率，10-3μm2；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度；R’為擬滲流阻力，（mPa·s）/μ m2。

1.2 矢量注采調(diào)控，解決平面矛盾

矢量開發(fā)優(yōu)化是在矢量井網(wǎng)基礎(chǔ)上，進一步改善油藏驅(qū)替均衡程度，提高驅(qū)替效率。在開發(fā)初期中低含水階段，主要考慮不同方向滲透率、油層厚度等物性參數(shù)，優(yōu)化標準為注入水到達周圍生產(chǎn)井時間相同；進入特高含水后期，不僅考慮物性參數(shù)，還需進一步考慮儲層動態(tài)非均質(zhì)性。針對特高含水后期平面剩余油分布差異大，驅(qū)替不均衡的矛盾，建立以飽和度方差最小化為均衡驅(qū)替標準的矢量注采優(yōu)化方法，目標函數(shù)取各注采控制面積內(nèi)平均含水飽和度的方差最小化。主要技術(shù)內(nèi)涵是應(yīng)用不均衡的井網(wǎng)和注采參數(shù)，達到均衡驅(qū)替的目的。

飽和度方差最小化公式[2]：

式中，D為飽和度方差；n為按水井對應(yīng)的油井數(shù)劃分區(qū)域數(shù)；Sw為含水飽和度，小數(shù)；E為期望（n個區(qū)域加權(quán)平均）。

勝坨油田勝二區(qū)沙二9-10單元實施矢量注采優(yōu)化調(diào)控效果顯著，調(diào)整前區(qū)塊含水率達96.8%，耗水率37.5%，自然遞減率14.4%。調(diào)整方案部署細分為2套層系開發(fā)：沙二9砂層組以利用老井為主，通過沙二10砂層組老井上返加密井網(wǎng)，注采井網(wǎng)由350米×260米加密到200米×250米，提高采液強度；沙二10砂層組主要以新井為主，注采井網(wǎng)由300米×260米抽稀到380米×300米，形成行列式大井距井網(wǎng)，控制采液速度。調(diào)整后區(qū)塊含水率降至93.7%，耗水率降至20%，自然遞減率降至6.2%，耗水量、遞減率下降過半。

1.3 變流線調(diào)整，抑制極端高耗水帶

在充分利用老井前提下大角度轉(zhuǎn)變流線，流場發(fā)生了根本改變，達到控強扶弱、提高采收率的目的。注采井網(wǎng)長期不變造成流線固定，整體出現(xiàn)沿油水井連線方向發(fā)育的極端耗水帶，打新井不經(jīng)濟，需改變注水流線方向，避開耗水帶、轉(zhuǎn)向潛力區(qū)。通過特高含水期水驅(qū)開發(fā)理論和剩余油分布規(guī)律研究，孤東七區(qū)西63＋4開展變流線調(diào)整井組試驗，油井隔一轉(zhuǎn)為注水井，注水井隔一轉(zhuǎn)為油井，一口注水井已累積注水209萬立方米，后轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井，第191天開始見油，穩(wěn)定后日產(chǎn)油是鄰近生產(chǎn)井的5.4倍，已累產(chǎn)油3 360噸。注水井轉(zhuǎn)油井試驗取得成功，打破了水井轉(zhuǎn)生產(chǎn)井不可行的傳統(tǒng)觀念，該單元整體轉(zhuǎn)流線調(diào)整后，單井日產(chǎn)油由0.9噸提高到3.2噸，噸油耗水量由66噸降至25噸，單位完全成本下降47.1%，采收率提高2.8個百分點[3]。

2 精雕細刻，高效挖潛，發(fā)揮斷塊油藏創(chuàng)效潛力

斷塊油藏約占總儲量40%，目前含水93.3%，具有斷層多、傾角大、縱向小層多、面積小、含油條帶窄等特點。受斷層、傾角、動態(tài)非均質(zhì)等因素組合控制，斷塊油藏高效開發(fā)面臨的主要挑戰(zhàn)：一是斷裂系統(tǒng)組合、砂體邊界刻畫、儲層預(yù)測難度大；二是縱向小層多，非均質(zhì)性嚴重，均衡開發(fā)難度大；三是平面受斷層、井網(wǎng)、物性、流體等非均質(zhì)影響，動用不均衡。

2.1 精細表征斷裂系統(tǒng)，部署優(yōu)質(zhì)高效井位

特高含水期，低序級斷層分布及復(fù)雜斷裂系統(tǒng)組合方式是斷塊油藏剩余油的主控因素，因此精細油藏描述是實現(xiàn)剩余油高效挖潛的基礎(chǔ)。在低序級斷層地震解釋方面，利用分頻突出低序級斷層技術(shù)，精細解釋10米以下低序級斷層，發(fā)現(xiàn)新的剩余油富集區(qū)；在斷棱描述方面，利用“井、震、?！睌嗬饪坍嫹椒ǎ毧坍嫈嗬庑螒B(tài)、位置，為實施近斷層復(fù)雜結(jié)構(gòu)井奠定地質(zhì)基礎(chǔ)；在復(fù)雜斷裂系統(tǒng)組合研究方面，應(yīng)用多種地震屬性分析，由平面到空間提高組合的準確性。東辛油田永3-1區(qū)塊在精細地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，綜合調(diào)整取得顯著效果，實施近斷層水平井3口、多靶點定向井14口、多層系細分井31口，日油增加5.7倍，含水下降3.6%，采收率由42.5%提高到52.3%，提高了9.8個百分點，其中采收率50%以上的高含水近廢棄層又提高采收率7.1個百分點，按30美元/桶評價，稅后內(nèi)部收益率28.6%[4]。

2.2 精細流場調(diào)控，實現(xiàn)均衡驅(qū)替

在精細描述斷層、儲層、流體非均質(zhì)基礎(chǔ)上，通過注采完善、三級細分、注采耦合、改性水驅(qū)、復(fù)合降黏等技術(shù)手段，可以有效改善斷塊油藏水驅(qū)動用不均衡程度，達到最終提高采收率的目的。

一是推廣人工邊水驅(qū)技術(shù)。屋脊斷塊油藏上傾方向受斷層遮擋，具備一定原始邊底水能量，其中較厚油層多層開采條件下采出程度高，多處于特高含水、近廢棄階段，邊內(nèi)注水邊水舌進，易造成原油外溢。針對其地質(zhì)特點和開發(fā)難點，提出“變腰部注水為邊外注水、變控制注水為強化注水、變連續(xù)注采為間歇注采”，通過超平衡注采，實現(xiàn)腰部分散剩余油高效動用。東辛油田辛1斷塊沙一4塊調(diào)整前處于近廢棄狀況，未鉆新井，充分利用油田產(chǎn)出污水，通過邊外水體增壓，8口水井單井日注200～600立方米/日，累注27.8萬立方米，壓力系數(shù)恢復(fù)至1.2；扶停頂部油井5口，單井液量200立方米/日生產(chǎn)。調(diào)整后，單井累增油1.6萬噸，提高采收率7.4個百分點，實現(xiàn)近廢棄油藏的再開發(fā)[5]。

二是推廣三級細分開發(fā)技術(shù)。針對層間干擾大、各層采出程度差異大的難題，完善層系組合界限，建立聚類分析層系組合優(yōu)化方法，形成層系重組、分采分注、變密度射孔的三級細分開發(fā)模式，最大程度減緩層間干擾。該技術(shù)油藏篩選標準為主力油層個數(shù)大于5個、主力油層厚度大于20米、滲透率級差大于5、儲量豐度大于150萬噸/平方千米。東辛油田永3沙二7-9應(yīng)用三級細分開發(fā)技術(shù)取得好效果，調(diào)整前綜合含水90.8%，采出程度30.1%，實施層系重組完鉆新油井7口、分采分注9口井、變密度射孔11井次，單元含水由90.8%下降到70.9%，日油由13.9噸/日上升到78.2噸/日，采收率由35.4%提高到40.7%，提高5.3個百分點。已推廣覆蓋儲量1.5億噸，增加可采儲量465萬噸，提高采收率3.1個百分點[6]。

三是推廣注采耦合開發(fā)技術(shù)。針對極復(fù)雜斷塊注水后含水上升快，不注水沒能量的開發(fā)特點，通過交替注采方式、工作周期、層系間的耦合，配套分層注采工藝技術(shù)，合理補充能量，提高水驅(qū)波及程度，實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。創(chuàng)建了三種耦合模式，平面上對于一注一采的單流線流場，配套短注長采的耦合模式；對于一注多采的多流線流場，配套變流線耦合模式；縱向上對于多層系油藏，配套層間輪采的耦合模式。東辛油田營12-126沙二7井組為一注三采模式，通過關(guān)停主流線油井、注水升壓、只注不采，非主流線油井生產(chǎn)、變流線，注采不見面，開油井時機為油藏壓力系數(shù)1.0時，開水井時機為油藏壓力系數(shù)為0.75時，調(diào)整后單元又提高采收率4.5個百分點，已推廣應(yīng)用31個單元，覆蓋儲量2 450萬噸，提高采收率2.3～5.8個百分點。

3 轉(zhuǎn)換方式，精細水質(zhì)，提升低滲油藏開發(fā)效益

勝利油田低滲透油藏主要分布在渤南、純化、牛莊等油田，占總儲量20%左右，含水75.1%，采出程度為13.1%，單井日液8.2噸/日，開發(fā)效果和效益有待提升，有進一步發(fā)揮油藏能力的潛力。開發(fā)面臨的矛盾一是未動儲量規(guī)模經(jīng)濟動用難度大（占未動儲量50%以上），儲量動用率低；二是“注不進、采不出”矛盾嚴重，注采連通性差，單井日液、日注低，完全成本高，采收率低。

3.1 轉(zhuǎn)變思路，提高儲量動用率

低滲透油藏按沉積類型可細分為濱淺湖灘壩砂、陡坡帶砂礫巖、滑塌濁積巖和（扇）三角洲前緣砂等4種不同油藏亞類。未開發(fā)儲量主要以砂礫巖、灘壩砂為主，具有埋藏深、滲透率低、能量弱等開發(fā)難點。針對不同的沉積類型，提出了不同的動用對策。

1）砂礫巖油藏

早期勝利油田砂礫巖的動用方式多采用多次壓裂、逐層上返的開發(fā)方式，導(dǎo)致單次動用程度低、單井產(chǎn)能低、作業(yè)費用高。近年來，砂礫巖動用方式發(fā)生轉(zhuǎn)變，由逐層上返動用轉(zhuǎn)為多級分段壓裂、一次動用，能夠充分發(fā)揮其厚度大優(yōu)勢，增產(chǎn)效果明顯。以鹽22塊2口井為例，鹽22斜27井、鹽22斜26井相鄰位于扇中，投產(chǎn)井段物性相近，鹽22斜27井初次壓裂一段動用厚度39米，初期日產(chǎn)油4.6噸/日，年遞減率65.2%，階段累積產(chǎn)油0.28萬噸，先后通過4次壓裂，10年累產(chǎn)油1.55萬噸；鹽22斜26井一次壓裂三段動用厚度98米，初期日產(chǎn)油12.4噸/日，年遞減率28.5%，3年累積產(chǎn)油1.33萬噸。通過對比，多級分段壓裂一次動用厚度提高了1.5倍，初期產(chǎn)能提高了1.5倍以上，初期遞減減緩了40%，采油速度提高2倍。

2）灘壩砂

動用方式由單一直井向多底井轉(zhuǎn)變，降低開發(fā)成本。灘壩砂特低滲透油藏主要發(fā)育在東營凹陷南斜坡、車鎮(zhèn)凹陷南部。地質(zhì)特點為層多、層薄，物性差、儲量豐度低，平均儲量豐度37萬噸/平方千米，多為異常高壓油藏，整體動用難。為提高單井控制儲量和產(chǎn)能，提出了多底井開發(fā)技術(shù)。核心理念是利用地層高壓彈性開發(fā)，應(yīng)用多個分支增加單井控制儲量，多分支共用直井段、節(jié)約投資。目前在利津油田利67塊設(shè)計多底井4口，包括1個直井眼（7"）和2個分支井眼（4.5"）。壓裂完井，直井眼生產(chǎn)廢棄后，依次側(cè)鉆分支井眼生產(chǎn)，每廢棄一支側(cè)鉆下一支。方案設(shè)計動用儲量154萬噸，單控儲量提高2倍，開發(fā)成本降低50%，區(qū)塊整體平衡油價將至60美元/桶以下，為灘壩砂的經(jīng)濟有效動用提供借鑒[7-9]。

3.2 轉(zhuǎn)換方式，規(guī)?；茝VCO2驅(qū)

致密油藏彈性開發(fā)采收率低（小于10%），無法有效注水開發(fā)，注入作用距離短（小于50 m），注入壓力高（大于30 MPa），需尋求新的能量補充方式。國外CO2驅(qū)技術(shù)已經(jīng)超過熱采，成為第一大提高采收率技術(shù)，已規(guī)?；瘧?yīng)用，CO2驅(qū)增油成本為18～28美元/桶，可提高原油采收率7%～20%。國內(nèi)CO2驅(qū)技術(shù)仍處于先導(dǎo)試驗和擴大試驗階段，但從近幾年CO2驅(qū)項目數(shù)量變化看，CO2驅(qū)應(yīng)用規(guī)模正逐步擴大。勝利油田經(jīng)過數(shù)十年攻關(guān)，目前初步形成特低滲油藏CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)，并在高89-1塊、樊142塊等灘壩砂特低滲油藏開展了CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗，取得了較好開發(fā)效果。高89-1試驗區(qū)達到近混相驅(qū)，累注CO227萬噸，試驗區(qū)采出程度14.5%，其中中心井區(qū)達到17.5%，已提高采收率8.6%，累增油6.3萬噸，換油率0.23噸/噸。樊142-7-斜4井2013年6月注氣，注入CO21.95萬噸，地層壓力恢復(fù)21 MPa，實現(xiàn)混相驅(qū)，油井連續(xù)自噴半年，平均產(chǎn)油4.2噸/日，增產(chǎn)倍數(shù)2.4倍以上[10-11]。建立了CO2驅(qū)提高采收率油藏適應(yīng)性評價標準，通過篩選勝利油田適合CO2驅(qū)的儲量7.24億噸（其中新區(qū)1.76億噸），按提高采收率10%計算，新增可采儲量1 760萬噸。

3.3 精細水質(zhì)，提升單井產(chǎn)能

低滲透油藏由于其孔喉半徑、特別是喉道半徑細小，在注水過程中，注入水包含的固相懸浮物等雜質(zhì)更容易對喉道造成堵塞，導(dǎo)致注水壓力升高、注水量下降、油井能量水平下降等問題，對于因水質(zhì)問題造成油井低液、低油、低能量的低效單元，強化精細注水，提升地層能量，是提質(zhì)增效的關(guān)鍵。

研究表明：對于能夠進行注水，同時滲透率較低[（5～20）×10-3μm2]的低滲透油藏，其喉道直徑基本＜0.7μm，按照目前A1水質(zhì)固相懸浮物顆粒直徑＜1.0μm，存在固相顆粒堵塞的可能性；同時，由于孔隙及喉道表面吸附的邊界層流體作用，使得有效的喉道直徑進一步縮小，對于固相懸浮物顆粒直徑的要求更高。因此，需要改變以滲透率作為水質(zhì)需求判別標準的傳統(tǒng)思維，采用喉道及邊界層兩類指標作為確定注水水質(zhì)的依據(jù)，進一步細化A1范圍的水質(zhì)標準。濱425塊按照上述思路，在2015年底已經(jīng)開展了礦場試驗，主要做法：一是結(jié)合區(qū)塊儲層微觀特征選取水質(zhì)，細分水質(zhì)標準，將A1水質(zhì)標準細分為6級，指導(dǎo)水質(zhì)選擇適配；二是加強現(xiàn)場管理，做好鉆井、完井、作業(yè)全過程油層保護及水質(zhì)的精細管理。通過以上措施，濱425塊實施精細注水，減少地層傷害，提高注入能力，開發(fā)效果明顯改善，注水層段合格率提高20%，平均單井日油提高1.0噸/日，注水壓力下降4.0 MPa，水驅(qū)儲量增加226萬噸。

4 優(yōu)化投入，有效提質(zhì)，助推稠油油藏提質(zhì)增效

勝利油田東部稠油具有“深、稠、薄、敏、水”的特點，以蒸汽吞吐開發(fā)為主，已進入高倫次吞吐階段，遞減較大。通過對低效、無效單元深入分析，目前東部稠油面臨的主要矛盾：一是未動儲量規(guī)模大，缺少經(jīng)濟有效動用技術(shù)；二是高輪次吞吐后井間熱干擾嚴重，產(chǎn)量和油汽比下降；三是受縱向非均質(zhì)和蒸汽超覆影響，吸汽不均勻，動用差異大。針對以上開發(fā)矛盾，以提高儲量動用率、單井產(chǎn)能、熱利用率為目標，采取針對性對策，實現(xiàn)稠油提質(zhì)增效。

4.1 創(chuàng)新動用思路，提高儲量動用率

稠油未開發(fā)儲量以敏感稠油、特超稠油為主，與已動用儲量相比，未動儲量敏感性更強、層更薄、油更稠，在低油價條件下，現(xiàn)有的技術(shù)存在不適應(yīng)性。針對敏感稠油，提出了排砂采油技術(shù)。中低滲敏稠油油藏存在黏土含量高、強速敏、顆粒運移、井底堵塞嚴重、供液不足等問題。其主要技術(shù)對策是，轉(zhuǎn)“防”為“疏”，采用適度排砂的方式進行開發(fā)。根據(jù)儲層粒度大小及其分布，允許小于某一粒徑的砂粒產(chǎn)出，由“防砂”向“排砂”轉(zhuǎn)變，排出地層堵塞物，從而提高單井產(chǎn)能。該技術(shù)2015年在王莊油田鄭41斜2塊成功應(yīng)用，優(yōu)化臨界出砂界限，優(yōu)選擋砂屏障精度和臨界攜砂排量，措施后周期內(nèi)日油峰值由7.0噸/日上升到13.6噸/日，油汽比提高0.29，單元日油水平由23噸/日提高到78噸/日，單元日產(chǎn)液水平由129噸/日提高到311噸/日。

對于特超稠油，探索低成本增溶降黏體系研發(fā)，降低開發(fā)成本。HDCS技術(shù)實現(xiàn)了特超稠油動用，但由于降黏劑費用較高，造成完全成本高，操作成本3 000元/噸左右。勝利油田經(jīng)過多年攻關(guān)研發(fā)了新的CO2增溶降黏體系，該體系既具有降黏劑的降黏性能又兼具CO2的增溶作用，目前室內(nèi)試驗已取得突破，協(xié)同降黏提高降黏率13.7倍，10%濃度降黏劑可使瀝青粒徑降低80%以上，可達到比HDCS技術(shù)更高的產(chǎn)能，進而有效降低可動油價。下一步將加快技術(shù)攻關(guān)，盡快將室內(nèi)試驗成果推廣應(yīng)用于現(xiàn)場。

4.2 熱力復(fù)合吞吐，提高單井產(chǎn)能

針對稠油吞吐后期邊水入侵、油藏壓力低、低液低產(chǎn)的開發(fā)矛盾，采用“熱力＋”方式，發(fā)揮熱力和化學(xué)劑、氣體等的互補或協(xié)同作用，大幅度提高單井產(chǎn)能。熱力復(fù)合吞吐方式包括蒸汽＋N2吞吐、蒸汽＋N2＋泡沫吞吐和蒸汽＋N2＋降黏劑吞吐等多種方式。以蒸汽＋N2＋泡沫吞吐為例，利用氣液比分布規(guī)律及對氣泡生滅作用機制，研發(fā)耐高溫泡沫體系，能夠?qū)崿F(xiàn)深部熱前緣自發(fā)調(diào)控，達到抑制蒸汽超覆指進、蒸汽沿高滲條帶竄進、邊底水侵入的目的，使蒸汽腔擴展更加均衡，該技術(shù)主要作用于熱前緣附近，近井地帶不起泡。技術(shù)經(jīng)濟政策界限研究表明，含水高于80%后，泡沫劑濃度優(yōu)選為0.3%～0.5%，泡沫封堵壓差明顯增大。

熱力復(fù)合吞吐在礦場應(yīng)用增油降本效果明顯。鄭36塊原油黏度1 000～20 000 mPa·s，針對高滲條帶、高滲層因反復(fù)吞吐所造成的水淹通道，采取氮氣泡沫調(diào)剖，在汽竄通道內(nèi)形成泡沫封堵層，改變蒸汽流向，增大蒸汽波及體積。措施后，周期產(chǎn)量由405噸/日上升到900噸/日，單井日油由2.4噸/日上升到6.4噸/日，噸油完全成本下降1 400元/噸[12]。已先后在草20塊、鄭364塊等8個區(qū)塊實施氮氣泡沫調(diào)剖106口，創(chuàng)效5 942萬元。

4.3 組合吞吐分層注汽，提高熱利用率

針對高輪次吞吐后井間熱干擾嚴重、籠統(tǒng)注采各層吸汽不均的問題，實施組合吞吐、分層注汽等技術(shù)措施，提高熱利用效率。

組合吞吐是防止汽竄、擴大波及、提高油汽比的有效手段。其機理是考慮滲透率、黏度及厚度等靜態(tài)因素以及含油飽和度、壓力等動態(tài)因素，按照“物性相近、動態(tài)關(guān)聯(lián)”的原則，從單井吞吐轉(zhuǎn)變?yōu)檎w組合吞吐，實現(xiàn)抑制汽竄、擴大波及，從而提高熱利用率。初期常規(guī)吞吐有利于節(jié)約投資、動用優(yōu)勢條帶，后期轉(zhuǎn)組合吞吐優(yōu)勢條帶成為加熱通道，礦場應(yīng)用增油降本效果明顯。草33塊原油黏度10 000～20 000 mPa·s，多輪次吞吐后汽竄嚴重，產(chǎn)量遞減大。根據(jù)草33塊礦場注汽能力，應(yīng)用組合吞吐方法，將32口汽竄井組合為14個井組，措施后，周期產(chǎn)量由558噸/日上升到653噸/日，油汽比由0.26上升到0.3，噸油操作成本下降222元/噸。2014年以來，勝利油田共實施組合吞吐105個井組，覆蓋儲量1 520萬噸，平均單井周期增油50噸，節(jié)約注汽量55噸，提高油汽比0.05。

分層注汽是有效提高縱向動用均衡程度的關(guān)鍵技術(shù)。數(shù)值模擬研究表明，低滲層吸汽占比隨著滲透率級差的增大而減小，籠統(tǒng)注汽滲透率級差＞2時，需要適當分層注汽，減小滲透率級差對低滲層吸氣的干擾。單家寺油田單146-1井，采用單管分層注汽，周期增油2 121噸，油汽比提高0.6噸/噸，周期含水下降18個百分點[13]。

5 加大建產(chǎn)，提升產(chǎn)能，實現(xiàn)海上油藏提速增效

勝利海上油藏分布在埕島、新北油田，含水80.4%，處于中高含水階段，采收率22.9%，采油速度1.1%。當前面臨矛盾一是未開發(fā)儲量呈現(xiàn)“邊、雜、小、低”等特點，建產(chǎn)周期長，海工投資大、動用油價高；二是單井液量、單井產(chǎn)能遠低于同類油藏，采液速度低。低油價下需要轉(zhuǎn)變動用思路、轉(zhuǎn)化開發(fā)方式、優(yōu)化提液，實現(xiàn)海上油藏提速提效。

5.1 創(chuàng)新動用思路，加大新區(qū)建產(chǎn)規(guī)模

灘海油藏未動儲量特點分布零散、單塊規(guī)模小，經(jīng)濟有效動用難。以埕北24塊和埕北18西為例，2塊均位于埕島主體西部，埕北24塊試采產(chǎn)能較低（30～55噸/日），單獨開發(fā)效益差，可動油價在100美元/桶以上；埕北18西單井產(chǎn)能高（79噸/日），但埕北18平臺井槽、處理能力均已滿負荷無法兼顧開發(fā)。針對此開發(fā)難點，動用思路由單塊開發(fā)轉(zhuǎn)向連片動用，通過整體優(yōu)化動用，降低平衡油價。整體部署17口井（埕北24塊13口、埕北18西4口），動用儲量732萬噸，新建產(chǎn)能17.8萬噸，可動油價可降至60美元/桶以下，實現(xiàn)了零散儲量經(jīng)濟有效動用[14]。

5.2 整體優(yōu)化部署，提升單井產(chǎn)能

目前，勝利油田海上油藏已具備提液的時機和條件：處于高含水初期階段，油藏供液能力大幅上升，剩余可采儲量規(guī)模大，具有較大的提液潛力；2010年以來加強提升“三率”工作，地層能力逐漸恢復(fù)，地層壓力由11 MPa恢復(fù)到12 MPa，具備提液現(xiàn)實基礎(chǔ)；中心3號平臺投產(chǎn)運行，解決了注水能力不足的問題。

此外，海上開發(fā)特殊性要求提液開發(fā)要統(tǒng)籌考慮、有序?qū)嵤?。首先，通過綜合考慮油藏能力、海工規(guī)模、經(jīng)濟效益，確定海上最優(yōu)液量規(guī)模，經(jīng)測算2020年液量處理規(guī)模達到7.0萬立方米，2025年將達到8.1萬立方米。其次，優(yōu)化實施順序，提液井效益排序。再次，細分注水，提液與注采調(diào)配并重，通過注水層段進一步細分、注水井儲層改造、加大測調(diào)力度，確保油藏整體注采均衡。通過整體優(yōu)化部署，含水上升率控制在0.5%～2.0%，實現(xiàn)提速提效開發(fā)[15]。

5.3 加快實施海上化學(xué)驅(qū)

中國海油海上化學(xué)驅(qū)技術(shù)已工業(yè)化應(yīng)用，覆蓋地質(zhì)儲量1.49億噸，累計增油598萬噸。針對勝利油田海上油藏采油速度低、采出程度低、平臺壽命有限的特點，攻關(guān)推廣二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)，可有效大幅提高采油速度和采收率。與勝利油田化學(xué)驅(qū)Ⅰ、Ⅱ類油藏條件相比，海上油藏具有實施化學(xué)驅(qū)的有利條件，油藏條件好，溫度更低（63～73℃）、礦化度更低（3 200～8 770 mg/L）；物質(zhì)基礎(chǔ)好，含水低（80%）、采出程度相對較低（16.6%）。

但目前海上實施化學(xué)驅(qū)仍面臨多項挑戰(zhàn)，一是注入水質(zhì)較差，硫化物含量較高影響聚合物黏度；二是海上平臺空間小，聚合物分散溶解及工藝設(shè)計要求高。為加快海上實施化學(xué)驅(qū)進程，首先要研發(fā)高效速溶聚合物，確保其能快速完全溶解，且增黏性能良好；同時研究海上平臺條件下全密閉撬裝配注工藝可行性，實現(xiàn)全流程絕氧。下一步首先開展現(xiàn)場先導(dǎo)試驗，再分批實施，預(yù)計技術(shù)攻關(guān)實施后，可覆蓋儲量2億噸，提高采收率10個百分點，增加可采儲量2 002萬噸。

6 結(jié)語

新形勢下，開發(fā)技術(shù)創(chuàng)效增效大有可為。開發(fā)技術(shù)的創(chuàng)新，不僅可以解放大批難采儲量、提高老區(qū)采收率，而且降低了投入、提高了經(jīng)濟效益，是油田實現(xiàn)轉(zhuǎn)型升級發(fā)展的關(guān)鍵。未來要更加注重前瞻性基礎(chǔ)研究和低成本技術(shù)攻關(guān)，加快室內(nèi)成果向礦場快速轉(zhuǎn)化，加大新技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用力度，推動油田可持續(xù)發(fā)展。