超稠油油藏綜合治理技術研究

曲美靜

摘要：超稠油油藏受油藏特征影響，原油粘度高，開發(fā)中低周期開發(fā)效果較差，油井吞吐生產時間短，作業(yè)熱采頻繁，受超稠油出砂嚴重影響，油井井下技術狀況差等一列些問題，嚴重影響了區(qū)塊油井的有效開發(fā)。經(jīng)過對油藏特征進行系統(tǒng)認識，分析開發(fā)特點，研究油井套損原因，實施針對性綜合治理技術研究，恢復油井產能，改善區(qū)塊開發(fā)效果。

關鍵詞：超稠油油藏開勁旅側鉆套壞管外竄槽

前言

A塊為超稠油油藏，開發(fā)目的層為興隆臺油層，2003年投入開發(fā)，受超稠油油藏特性影響，開發(fā)中出現(xiàn)吞吐周期短、油井注汽干擾現(xiàn)象逐步加劇、出砂問題嚴重、井下技術狀況差、吸汽不均、低周期開發(fā)效果較差等一列些問題，油井出現(xiàn)管外竄槽、套壞等井況變差現(xiàn)象，制約了區(qū)塊整體開發(fā)水平提高，為解決開發(fā)矛盾，通過對油井套管損壞機理研究，并實施修復，恢復油井產能，取得較好開發(fā)效果。

1區(qū)塊概況

A塊位于遼遼河盆地西部凹陷西斜坡，構造形態(tài)為四周被斷層夾持的由北西向南東傾斜的單斜構造，開發(fā)目的層為興隆臺油層，興隆臺油層儲層埋藏淺，壓實作用弱，結構疏松。儲層物性一般較好，屬高孔隙度、高滲透率儲層。興Ⅰ～Ⅳ組平均孔隙度為32.4%，滲透率為1664×10-3μm2?？v向上興Ⅳ油組物性相對較好，其次為興Ⅲ、Ⅱ油組。

本區(qū)為湖盆邊緣近源淺水扇三角洲沉積模式，位于扇三角洲前緣亞相，主要發(fā)育以下5種微相類型：辮狀分流河道微相，分流河口砂壩微相，邊、心灘微相，分流間薄層砂微相，分流間洼地微相。興隆臺油層埋深830-920m，鉆遇率100%，含油井段長度在52-75m?？v向上主要集中在興Ⅱ組、興Ⅲ組，興Ⅰ為水層，興Ⅱ為主力油層，興Ⅲ在構造高部位測井解釋為油層，低部位解釋為水層。平面上，油層分布主要受構造控制，構造高部位的油層厚度大，向構造低部位變薄。油層井段比較集中且連片分布，油層有效厚度平均26.8m，屬于層狀邊水油藏。油水界面-920m。

2區(qū)塊開發(fā)存在問題

A塊2003年開始投入開發(fā)，目前共有56口井，開井31口，日產油93.8t，累產油42.24×104t，采出程度10.05%。

2.1原油物性差，吞吐開發(fā)效果

A塊原油流體性質具有“四高一低”的特點：高原油密度，20℃時原油密度為1.0098g/cm3;高原油粘度，50℃時原油粘度為108880mpa.s;高凝固點為26.1℃;高瀝青+膠質為51%;低含蠟為2.3%。由于原油粘度高，凝固點高的特點，油井投產初期周期產量低，前三輪注汽效果差，周期產量低，隨著地層溫度的升高，第四輪注汽后周期產量才能逐步上升。多輪次注汽后，隨著地層壓力下降，周期產量下降較快。

2.2油井易管外竄槽水淹，影響區(qū)塊開發(fā)效果

A塊興Ⅱ油層與興Ⅰ水層間隔層較薄，一般在3-8m之間。由于區(qū)塊注汽壓力較高（平均注汽壓力為15.5MPa）易造成固井質量變差，管外竄槽出水，目前區(qū)塊共有8口井因管外竄槽水淹關井，嚴重影響開發(fā)效果

2.3套壞井逐年變多，影響油井正常生產

A塊油井生產過程中注汽壓力高，周期生產時間短、作業(yè)頻繁，導致套壞、出砂井逐年增多，油井利用率逐漸下降，目前區(qū)塊總井數(shù)59口，共有套管損壞井26口井，占總井數(shù)的51%，其中帶病生產12口井，套壞關井14口，直接影響區(qū)塊油井正常生產。

3區(qū)塊潛力分析

3.1采出程度低，剩余油潛力大

從剩余地質儲量和可采儲量來看，A塊原始地質儲量大，標定采收率16.9%，目前采出程度為10.05%，蒸汽吞吐可采儲量為70.98×104t，剩余可采儲量較多，有一定的潛力。

3.2油藏具有較大的提高動用程度的潛力

從剩余油分布挖潛來看，平面上井間剩余油相對富集，有一定的潛力。根據(jù)A側鉆井含油飽和度變化情況統(tǒng)計分析認為區(qū)塊油井動用半徑小于40m，區(qū)塊以100m井距開采，因此，平面上井間剩余油富集，是剩余油挖潛的主攻方向。

4綜合治理技術研究

4.1優(yōu)化注汽參數(shù)及方式，合理安排注汽運行

A原油粘度高、油井利用率低，且隨著區(qū)塊的逐漸開發(fā)，區(qū)塊內部矛盾逐漸加大，油汽比、返水率低，大部分油井已進入高輪次吞吐階段，周期產油大幅下降，注汽效果逐年變差。通過實施優(yōu)化注汽方案、優(yōu)化油井注汽參數(shù)、實施組合注汽，來提高油井注汽效果。針對低注汽輪次的油井，確定實行少注多采的原則，減少油井地下存水量，以逐步建立溫度場為目的，實現(xiàn)油井周期產油量的逐步上升。通過優(yōu)化吞吐注汽參數(shù)，周期注汽量控制在1200t左右，周期產油量呈現(xiàn)逐步上升趨勢。全年共完成注汽60井次，注汽量9.74×104t，增油1.71×104t。

4.2繼續(xù)實施CO2輔助吞吐技術，改善區(qū)塊開發(fā)效果

CO2輔助吞吐技術能夠有效提高A塊開發(fā)效果，根據(jù)區(qū)塊地質體特征和油井生產效果，優(yōu)選部分井實施CO2輔助吞吐技術。利用CO2原油降粘、膨脹效應、氣體驅動增壓和混相效應提高驅油效率，以提高降粘助排效果。高吞吐輪次油井周期產油量與助排前對比得到明顯的改善。年共施CO2輔助吞吐技術52井次，其中36井次增油效果顯著，年累增油9187t。

4.3套損井綜合治理，激發(fā)油井新產能

針對區(qū)塊套管損壞井較多，影響油井利用率的問題，結合油井潛力實施針對性治理，利用大修、側鉆技術治理套壞，恢復油井產能。年實施大修、側鉆井7口，治理后日產油24.8t，階段累產油19188t，措施效果較好。

4.4加強資料錄取工作，精確把握區(qū)塊開發(fā)動態(tài)

為了掌握油井生產動態(tài)，分析剩余油分布規(guī)律，確保措施有效率，加大動態(tài)資料錄取力度，努力構建科學合理的開發(fā)秩序，改善區(qū)塊開發(fā)效果，實現(xiàn)油藏開發(fā)水平和油藏經(jīng)營管理水平的全面提升。

5結論與認識

（1）A塊屬于典型的超稠油油藏，針對區(qū)塊開發(fā)矛盾，實施有針對性的技術對策，改善注汽效果，提高油井開井率，區(qū)塊開發(fā)效果得到明顯改善。

（2）超稠油油藏地質體特點造成注汽壓力高是導致油井套壞、管外竄槽的主要原因，需要優(yōu)化注汽參數(shù)和油井化學助排等措施，提高油井返水率，降低地層壓力，從而降低注汽壓力，減少油井套壞、管外竄槽現(xiàn)象的發(fā)生。

（3）提高區(qū)塊開井數(shù)，保持區(qū)塊規(guī)模產能，是改善區(qū)塊開發(fā)的重要條件。一方面通過精細油藏描述，井震結合技術，在井網(wǎng)控制程度低區(qū)域部署新井，提高區(qū)塊井網(wǎng)控制程度。另一方面由于對套壞、管外竄槽等原因造成的停產井實施大型措施復產能取得較好的效果，可以繼續(xù)對停產井實施措施復產，提高區(qū)塊油井利用率。

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