方建中 （長江大學 地球科學學院 湖北 武漢 430100) (中石化江漢油田分公司清河采油廠 山東 壽光 262714)

一、概況

（一）地質(zhì)特征

面120區(qū)構造位置處于東營凹陷南斜坡，八面河斷裂構造帶南端翹起部位，廣饒凸起的北部，北東與面22區(qū)相連，目前動用含油面積6.93km2，地質(zhì)儲量1286×104t。面120區(qū)主要發(fā)育三種沉積類型：三角洲前緣河口壩、席狀砂沉積、三角洲前緣水下分流河道沉積和濱～淺湖灘砂、灘壩沉積。

縱向上分為沙三中1砂組、沙三中3砂組和沙四段三套層系開發(fā)。其中，面120區(qū)沙三中為水下分流河道沉積，儲層物性好，屬于高滲薄層稠油油藏，沙四段為濱淺湖沉積，儲層含泥、灰質(zhì)較重，滲透率相對較低，層內(nèi)夾層、隔層分布較多，儲層物性差，屬中滲互薄層油藏。儲層物性沙三中3砂組最好，沙三中1砂組次之，沙四段最差。

（二）熱采開發(fā)概況

面120區(qū)于2001年在沙四段進行了熱采評價，熱采初期獲得日產(chǎn)油10噸以上產(chǎn)量，取得較好的效果，隨后在沙四段、沙三中實施熱采，之后隨著熱采工藝的逐漸配套完善，熱采工作量不斷增加，熱采規(guī)模也逐步擴大，熱采井次從2001年3井次增加到2008年的56井次，熱采效果變好，2009年熱采17井次，累計增油1.2萬噸。在以往熱采取得成功的基礎上，2010年熱采25井次，累計增油1.44萬噸，熱采取得進一步成功。

（三）開發(fā)現(xiàn)狀

截至目前，面120區(qū)油井135口，開井111口，井口日產(chǎn)液920m3，日產(chǎn)油224t，平均含水達75.7%。目前該區(qū)處于停注狀態(tài)，經(jīng)過近幾年的熱采開發(fā)，已處于中高含水期生產(chǎn)，仍處于低采油速度、低采出程度開發(fā)階段。

二、熱采開發(fā)歷程及效果

1、熱采試驗取得成功，進一步確定該區(qū)稠油開發(fā)的方向

面120區(qū)于2001年在沙四段選取4口井進行了熱采評價，單井平均油氣比0.63，取得較好的增油效果，熱采先導實驗取得初步成功。

2、加大熱采開發(fā)規(guī)模，開發(fā)現(xiàn)狀變好

在2001年先導試驗取得成功經(jīng)驗的基礎上，2002年擴大熱采規(guī)模，但隨著第1-2輪次熱采高產(chǎn)階段結束，沙四段熱采規(guī)模逐步減小，2005年減少到4口，隨后開始在面120區(qū)沙三中實施熱采，同時，沙四段熱采井在2006年上升到12口井，但是單井平均增油量較低。

3、加大多輪次熱采開發(fā)規(guī)模，熱采取得成功

2001-2005年，在面120區(qū)沙四段進行多輪次熱采開發(fā)，主要以1-3輪為主，其中2004年加大多輪次熱采開發(fā)規(guī)模，多輪次熱采取得成功。截至2009年底，面120區(qū)共熱采66口，其中第一輪熱采34口，第二輪熱采14口，第三輪熱采10口，第四輪熱采4口，第五、六輪熱采分別2口，多輪次熱采占熱采總井數(shù)的48.5%，熱采增油量占全年總產(chǎn)量的26.0%。其中M120-1-X9已進行第七輪熱采，目前油氣比2.7，累計增油16769噸，多輪次熱采效果較好，取得成功。

三、熱采開發(fā)效果分析和認識

從M120區(qū)沙四段歷年熱采效果來看，面120沙四段整體上西部熱采最好，東部次之，中部最差，主要是由于沙四段平面上流動系數(shù)分布不均勻，西部高于東部，而中部最低，且西部熱采增油效果明顯好于中部和東部，與流動系數(shù)趨勢一致。

在對面120區(qū)進行熱采開發(fā)的基礎上，今年仍繼續(xù)加強對該區(qū)沙四段的二次調(diào)整，根據(jù) 《面120沙四段井網(wǎng)加密調(diào)整方案》，面120沙四段從2009年至今進行二次調(diào)整，將井距加密，由300m加密至150m。截至目前已投產(chǎn)20口，其中水平井16口，定向井4口，建設產(chǎn)能8.3×104噸，其中熱采18口均為一輪熱采，累計增油1034噸。

從沙四段二次調(diào)整的整體效果來看，可得出以下幾點結論：

（1）水平井熱采效果好于定向井：

（2）地層系數(shù)大熱采效果較好：

地層系數(shù)kh值大于17000×10-3μm2.m，產(chǎn)油超過 380t，熱采效果較好。

（3）熱采輔助工藝開發(fā)取得成功

為配合沙四段二次調(diào)整，從2009年起先后在面120區(qū)沙四段水平井中開展以下4種熱采輔助工藝：

1、預充填+環(huán)空逆向充填防砂工藝試驗

針對面120區(qū)沙四段薄互層稠油油藏地層物性相對較差的水平井，在防砂的同時，為了提高單井產(chǎn)量，開展了預充填+環(huán)空逆向充填防砂工藝試驗。

結果表明,該工藝改善熱采效果不明顯,分析原因認為：沙四段原油粘度高、滲透率低、流動性差,以改造儲層為目的的新的防砂方式無法有效提高單井產(chǎn)能,改善熱采效果。

2、開展CO2輔助蒸汽吞吐試驗

由于今年CO2輔助蒸汽吞吐工藝選井均處于儲層較差井區(qū)，增油總量較小，但從目前生產(chǎn)情況來看，該工藝可有效改善熱采效果。下一步可擴大選井范圍，繼續(xù)開展試驗。

3、尿素助排輔助蒸汽吞吐試驗

今年在M120-6-P3井實施尿素助排實驗，從分析結果來看，該井流動系數(shù)低,儲層物性相對較差導致該井油氣比和回采水率偏低。

四、存在問題和下步工作方向

1、今年在加大沙四段開發(fā)規(guī)模的基礎上，加大水平井的熱采開發(fā)，且大部分井采用熱采輔助工藝生產(chǎn)，雖取得了一定效果，但選井受到制約。

下步建議：優(yōu)選熱采井，改善熱采效果，提高單井產(chǎn)能。

2、隨著吞吐輪次增加，地下存水率增加，注汽壓力下降，熱采排水期延長。

進入高輪次吞吐階段后，地層壓力恢復需要時間變長。

下步建議：對多輪次熱采井適當延長生產(chǎn)周期，可采用尿素助排工藝，盡可能多的采出存水，減輕對下輪熱采的影響，逐輪遞增注汽量。

五、結論

面120區(qū)沙四段隨著多年的熱采開發(fā)，已取得一定經(jīng)驗和方法，但熱采開發(fā)仍存在一定的問題：繼續(xù)進行二次調(diào)整，建議主要采用水平井開發(fā)并采用熱采工藝以提高開發(fā)效果，同時改善沙四段開發(fā)現(xiàn)狀。在以后的熱采開發(fā)過程中，加強效果分析的同時，注重地面管理以更大地提高熱采效果。