姚穎

摘 要：曙一區(qū)杜813興隆臺含油面積2.22km2，地質(zhì)儲量1712×104t。是超稠油主力開發(fā)區(qū)塊，目前總井?dāng)?shù)316口，年產(chǎn)油27萬噸，處于蒸汽吞吐開發(fā)中后期，區(qū)塊產(chǎn)能迅速降低，現(xiàn)階段要實(shí)現(xiàn)相對穩(wěn)產(chǎn)，有必要針對其主要矛盾的影響因素進(jìn)行系統(tǒng)分析，并制定相應(yīng)的治理技術(shù)研究.

關(guān)鍵詞：汽竄；動用程度；油水分布

1.地質(zhì)概況

曙光油田杜813塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一區(qū)南部。區(qū)塊北接杜84塊，西鄰杜212塊，東與杜80 塊相接。區(qū)塊開發(fā)目的層為興隆臺油層，含油面積2.22km2，地質(zhì)儲量1712×104t ，標(biāo)定采收率19.1%，可采儲量327×104t 。杜813塊沙一、二段興隆臺油層埋藏深度在765～920m，含油井段長46-105m。興Ⅰ～Ⅳ組油層有效厚度平均27.7m。儲層孔隙度平均為32.4%，滲透率平均為1664×10-3μm2。上報(bào)石油地質(zhì)儲量為2568×104t，含油面積4.6km2。原油物性屬超稠油，原油密度（20℃）1.0098g /cm3，原油粘度（50℃）165405mPa.s。

2.開發(fā)現(xiàn)狀

截止2018年底，杜813興隆臺總井?dāng)?shù)316口，開井?dāng)?shù)為216口，日產(chǎn)液2726t/d，日產(chǎn)油678t/d，綜合含水75% 。累計(jì)采油370.7297×104t，累計(jì)注汽1044.6196×104t，累計(jì)油汽比0.35，回采水率80%。平均吞吐周期為18.5，平均地層壓力1.7Mpa。

3.開發(fā)中存在的主要問題

3.1 區(qū)塊油水關(guān)系復(fù)雜，出水井逐步年增加制約區(qū)塊高效開發(fā)

目前區(qū)塊控制程度低，油水關(guān)系復(fù)雜，中部油井發(fā)育夾層水，2002年在杜813-44-68井射開787m-790m，3m/1層，常規(guī)生產(chǎn)出水，探邊測試顯示，最近邊界距離278.4米，最遠(yuǎn)邊界距離411.4米，綜合分析認(rèn)為該邊界應(yīng)是巖性尖滅，該區(qū)域夾層水水體69.86×104t。

互層狀超稠油油藏油水關(guān)系復(fù)雜，邊、頂、底水發(fā)育，局部發(fā)育夾層水，造成油井生產(chǎn)過程中極易出水。

出水井分布范圍廣泛，全區(qū)分布。區(qū)塊出水井主要集中在北部和西南部區(qū)域，共70口，呈現(xiàn)出很強(qiáng)的區(qū)域性，集中分布。頂水影響的出水井比例較高。杜813興隆臺出水井頂水下竄井居多，主要是由于注汽過程中加熱套管局部位置，套管與水泥環(huán)存在不同的熱膨脹系數(shù)，對水油層之間的水泥環(huán)固結(jié)造成一定負(fù)面影響，吞吐一定周期后，引起頂水下竄。興隆臺西部測井解釋興Ⅲ為油層，但是凡是射興Ⅲ的新井都出水，可能有底水。目前加大出水井堵水措施，但是依然有一大批井由于高含水關(guān)井。

3.2油井出砂套壞問題嚴(yán)重

目前該區(qū)塊油井普遍存在出砂現(xiàn)象，出砂井168口，出砂嚴(yán)重的有42口，因出砂不能正常生產(chǎn)的井19口。分析出砂原因首先是油藏埋深淺壓實(shí)作用差、原油粘度高，其

次是燜井時(shí)間短、放噴壓力高，造成地層激動出砂。杜813興隆臺90%以上油井出砂，且表現(xiàn)為出砂早的特點(diǎn)，1周期出砂占總出砂井的78%；套壞比例60%以上，套壞多集中在3-4周期，占65%。

隨著吞吐輪次的增加，套壞井逐漸增加。目前區(qū)塊套壞井?dāng)?shù)達(dá)到165口，套壞比例占總井?dāng)?shù)54%，套壞井?dāng)?shù)增多與油井出砂、固井質(zhì)量和技術(shù)套管質(zhì)量有一定的關(guān)系，建議以后要加強(qiáng)鉆井監(jiān)督力度，保證固井質(zhì)量，并使用加厚套管延長套管使用壽命。

3.3 油井汽竄嚴(yán)重，汽竄比例大

杜813興隆臺累計(jì)發(fā)生汽竄2445井次，主要表現(xiàn)為以下主要特點(diǎn)：①區(qū)塊北部，油藏動用程度高，井距70米，汽竄較嚴(yán)重。②區(qū)塊南部和西部加密水平井區(qū)域汽竄嚴(yán)重③汽竄方向沒有規(guī)律性，與沉積相關(guān)系不大，主要決定油藏動用程度的差異。

3.4 油藏動用不均矛盾較突出

吸汽剖面資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果：強(qiáng)吸汽占27.6%，較強(qiáng)吸汽占47.6%，中等吸汽占38%，不吸汽占13.8%，并且在縱向上主要表現(xiàn)為上部1/3-1/2的油層吸汽，下部油層不吸汽。

4.主要對策實(shí)施及應(yīng)用

4.1積極組織油井大修，恢復(fù)停產(chǎn)井產(chǎn)能

受投產(chǎn)時(shí)間長、吞吐輪次高等因素影響，因出砂、出水及井況復(fù)雜導(dǎo)致的停產(chǎn)井逐年增多。截至2017年6月共有各類停產(chǎn)井74口，占總井?dāng)?shù)比例為24.2%。

為恢復(fù)停產(chǎn)井產(chǎn)能，挖掘油藏潛力，2018年年初，在停產(chǎn)井潛力研究基礎(chǔ)上，初步優(yōu)選出具有大修復(fù)產(chǎn)潛力的停產(chǎn)井14口。統(tǒng)計(jì)14口油井停產(chǎn)前正常周期生產(chǎn)情況，平均周期生產(chǎn)234天，產(chǎn)油1356噸，關(guān)井前正常日產(chǎn)液15噸，日產(chǎn)油7.2噸，含水51.8%。整體看來，停產(chǎn)前產(chǎn)能較高，具有大修復(fù)產(chǎn)的潛力。

4.2配套工藝措施，改善油藏吞吐效果

2018年優(yōu)化配套措施技術(shù)，針對不同矛盾，配套相應(yīng)的工藝措施，解決油藏平面和縱向上動用程度的矛盾，持續(xù)改善油井吞吐效果。從實(shí)施效果來看，選配注、調(diào)剖、大修效果最好。

4.3組合注汽，減少汽竄

組合式蒸氣吞吐是指在蒸汽吞吐開發(fā)單元中，多口井按優(yōu)化設(shè)計(jì)的排列組合進(jìn)行有序的蒸汽吞吐來達(dá)到改善開發(fā)效果的方式。原理是通過相對集中的注汽，建立集中溫場，提高了油層注入蒸汽的熱利用率，從而達(dá)到改善油井生產(chǎn)效果的目的。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明采用該技術(shù)明顯改善了油藏溫度場、壓力場以及飽和度長的分布。該技術(shù)實(shí)施后汽竄得到較好控制，提高了油藏的開發(fā)效果。

4.4出水井治理

出水井治理：①搞清互層狀超稠油油水分布規(guī)律、油水分布成因及控制因素。②在油藏油水分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，形成針對不同互層狀油藏的頂?shù)姿袆e分析手段。

③研究并現(xiàn)場實(shí)踐出水井治理技術(shù)。主要包括機(jī)械堵水（可摻洗、套變井）、管外封竄、大修內(nèi)襯等系列綜合堵水技術(shù)，提高了油井利用率。

5 結(jié)論

（1）杜813互層狀超稠油油藏油水關(guān)系復(fù)雜，研究油水分布規(guī)律，分清油井出水的影響因素，是制定油井防治對策的前提。

（2）組合注汽有效抑制汽竄，提高油藏開發(fā)效果。

（3）優(yōu)選配套工藝措施，改善油藏動用程度。