劉江琴

中國(guó)石油遼河油田公司歡喜嶺采油廠，遼寧 盤錦 124114

1 杜813區(qū)塊基本特征

1.1 構(gòu)造特征

從整體構(gòu)造上來(lái)看，杜813塊處于構(gòu)造低部位，高點(diǎn)埋深-830m（杜813-41-38井），油藏埋深杜813南塊興隆臺(tái)油藏埋深-830m～-920m。

1.2 沉積特征

杜813塊興隆臺(tái)油層沉積特征為扇三角洲前緣亞相沉積，物源方向?yàn)楸?南。

1.3 儲(chǔ)層特征

杜813塊興隆臺(tái)油層巖性均為含礫砂巖、砂礫巖。興Ⅱ油層組平均孔隙度26.1%，滲透率1600.2×10-3μm2，含油飽和度53.07%，泥質(zhì)含量11.23%，興Ⅲ油組平均孔隙度23.87%，滲透率1284.6×10-3μm2，含油飽和度42.26%，泥質(zhì)含量15.47%。

1.4 油層發(fā)育情況

杜813塊興隆臺(tái)油層縱向上主要集中在興Ⅱ組、興Ⅲ組，興Ⅰ為水層，興Ⅱ?yàn)橹髁τ蛯?，興Ⅲ在構(gòu)造高部位測(cè)井解釋為油層，低部位解釋為水層。油層井段比較集中且連片分布，油層產(chǎn)狀為中厚層狀。平面上，油層分布主要受構(gòu)造控制，構(gòu)造高部位的油層厚度大，向構(gòu)造低部位變薄。油水界面在-920m左右。

1.5 隔層發(fā)育情況

興Ⅰ—興Ⅱ間隔層發(fā)育較穩(wěn)定，厚度平均6m。

1.6 流體性質(zhì)

杜813塊興隆臺(tái)油層屬于超稠油，原油密度平均為（20℃）1.011g/cm3，地面脫氣原油粘度平均為（50℃）67450mP.s。杜813南塊興隆臺(tái)油層地層水型為NaHCO3型，地層水總礦化度為3171mg/L。

2 油藏開發(fā)歷程及單井開采現(xiàn)狀

杜813南塊動(dòng)用含油面積0.63km2，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量420×104t，累產(chǎn)油 19.118×104t，累產(chǎn)水 64.312×104t，累注汽96.3×104t；累計(jì)油汽比0.20，累計(jì)返水率66.8%，采油速度0.7%，采出程度4.6%。共有油井57口，可利用油井34口，油井利用率為59.6%；目前開井21口，日產(chǎn)油70t，日產(chǎn)水320m3，綜合含水82.1%,可利用油井平均單井注汽12輪。

3 區(qū)塊開發(fā)過(guò)程中存在主要矛盾

3.1 井下狀況變差對(duì)區(qū)塊整體開發(fā)的影響

杜813屬超稠油區(qū)塊，油層泥質(zhì)含量高，油井投產(chǎn)初期注汽強(qiáng)度大，造成區(qū)塊整體注汽壓力高，目前區(qū)塊可利用油井34口，其中包括帶病生產(chǎn)井16口，正常生產(chǎn)井18口。

3.2 井間汽竄對(duì)整體運(yùn)行的影響

杜813塊采用100m正方形井網(wǎng)布井，水平井投產(chǎn)后部分油井井距減小到50m，井間汽竄現(xiàn)象頻繁，油井發(fā)生汽竄后，不僅注汽井自身熱量損失嚴(yán)重，同時(shí)還造成周圍油井汽竄關(guān)井，不但影響了油井周期效果，而且給油井的日常管理帶來(lái)很大難度。

3.3 油井排水期延長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)量接替的影響

杜813塊油井隨吞吐輪次的增加，排水期逐漸延長(zhǎng)，在開井?dāng)?shù)有限的前提下，給產(chǎn)量接替帶來(lái)很大困難，分析造成油井排水期延長(zhǎng)主要有以下3個(gè)方面：

1）吞吐輪次高

根據(jù)稠油開采規(guī)律，隨著油井吞吐輪次增加，油井排水期將逐漸延長(zhǎng)，目前杜813區(qū)塊可利用油井34口，平均吞吐輪次為12輪，其中吞吐周期在10輪以下油井4口，10～12輪油井11口，12輪以上油井19口，處于高輪次吞吐階段油井占56%，因此造成油井下泵初期排水期延長(zhǎng)。

2）油井返水率低

杜813塊累計(jì)返水率為0.67（含管外竄槽井），主要分布在區(qū)塊北部，由此可以得出油井返水率低是油井排水期延長(zhǎng)的主要原因，同時(shí)返水率低還將造成出油井突然含水上升或油水分離嚴(yán)重等現(xiàn)象。

3）井下狀況差出水

針對(duì)杜813區(qū)塊油井初期注汽強(qiáng)度大，注汽壓力高，燜井后壓力、溫度擴(kuò)散相對(duì)較慢的矛盾，采取了優(yōu)化注汽方案的措施，以保持區(qū)塊的產(chǎn)量平穩(wěn)。

4 采取的對(duì)策及措施效果分析

4.1 組合注汽方式

為解決油井平面及層間矛盾，對(duì)區(qū)塊易竄井從注汽方式上主要采取組合注汽的方法，2井組累注量從12120m3降到10642m3，累產(chǎn)油從2951t升到4167t，油汽比從0.243升至0.392，返水率從0.975升至1.258，效果顯著。

4.2 合理篩選注汽井

結(jié)合杜813塊油井生產(chǎn)現(xiàn)狀，常規(guī)運(yùn)行工作主要以少注多采為原則，以維持規(guī)模產(chǎn)量穩(wěn)定為目的，以優(yōu)先考慮高效井，擇優(yōu)篩選低效井、負(fù)效井為方法，從而提高區(qū)塊整體油汽比，進(jìn)而降低區(qū)塊噸油成本。

4.3 確定合理的注汽強(qiáng)度

為了提高區(qū)塊油井注汽效果，提高油汽比及返水率，降低區(qū)塊整體注汽壓力。通過(guò)結(jié)合以往周期生產(chǎn)效果，確定處于不同生產(chǎn)階段油井的合理注汽強(qiáng)度。我們可以看出水平井投產(chǎn)初期主要表現(xiàn)在1-3輪注汽強(qiáng)度明顯偏大，周期產(chǎn)油量也很低。通過(guò)以上分析，2008年對(duì)杜813塊部分油井采取了降低注汽強(qiáng)度的措施，平均注汽壓力從16.9MPa下降到16.3Mpa,下降了0.6Mpa，效果極其顯著。

5 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

5.1 降低注汽強(qiáng)度創(chuàng)效

增油692t

減少注汽量6008m3，創(chuàng)效43.858×104元

累積創(chuàng)效93.577×104元

5.2 組合注汽創(chuàng)效

增油1206t

減少注汽量1478m3，創(chuàng)效10.789×104元

累積創(chuàng)效97.438×104元

合計(jì)創(chuàng)效：191.015×104元

6 下步建議

1）繼續(xù)做好油井的注汽參數(shù)優(yōu)化工作；2）加強(qiáng)優(yōu)化注汽后效果跟蹤及對(duì)比分析；3）加強(qiáng)動(dòng)態(tài)資料錄取，進(jìn)一步做好地質(zhì)綜合研究工作；4）做好電熱桿與摻油的結(jié)合工作，實(shí)現(xiàn)節(jié)能增效。