林鑫

南區(qū)東擴(kuò)邊稠油單元位于孤島油田南區(qū)的東部，北部為孤南大斷層，與中二區(qū)和東區(qū)相鄰，南部以渤78斷層為界，西部與渤64斷塊相接。單元含油面積2.6Km2，平均有效厚度8.1m，地質(zhì)儲(chǔ)量454×104t，主要含油層系為上館陶組的Ng1+2～Ng3砂層組，是一套粉細(xì)砂巖組成的河流相正韻律沉積儲(chǔ)層，為曲流河沉積，壓實(shí)差，膠結(jié)疏松，膠結(jié)類型以孔隙式～接觸式膠結(jié)為主，膠結(jié)物主要為泥質(zhì)。

1南區(qū)東稠油開發(fā)存在問(wèn)題

1.1 ?Ng 1+2油藏地層壓降大，套變井?dāng)?shù)增多

南區(qū)東擴(kuò)Ng 1+2單元地質(zhì)儲(chǔ)量262×104t，油井開井?dāng)?shù)68口，采出程度28.36%，稠油蒸汽吞吐開采主要屬于重力驅(qū)動(dòng)和彈性驅(qū)動(dòng)， 隨著生產(chǎn)周期的增加， 近井地帶原油不斷被采出， 造成近井地帶地層壓力下降， 蒸汽吞吐進(jìn)入高周期后， 地層壓力已降至原始地層壓力的45% ～ 50% 。地層壓力的下降，遠(yuǎn)井地帶原油流動(dòng)困難， 油井的供液能力下降。該單元共有套變井27口占該層段油井總數(shù)的40%，常規(guī)轉(zhuǎn)周效果變差，嚴(yán)重影響了單元的開發(fā)水平。

1.2 ?Ng 3油藏水侵嚴(yán)重，調(diào)剖效果變差

南區(qū)東擴(kuò)Ng 3單元地質(zhì)儲(chǔ)量141×104t，油井開井?dāng)?shù)26口，采出程度25.56%，受頂部稀油的注入水以及底部邊底水的雙重影響，儲(chǔ)層縱向上自下而上水淹，平面上由邊部向內(nèi)部不斷侵入。目前含水大于90%的高含水井儲(chǔ)量和井?dāng)?shù)占稠油的40%左右，年產(chǎn)量?jī)H占稠油的20%左右。多輪次調(diào)剖效果變差，邊水侵入已成為制約該單元穩(wěn)產(chǎn)的主要問(wèn)題之一，亟需調(diào)整該單元開發(fā)對(duì)策。

2 南區(qū)東稠油單元穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策

2.1 提高Ng1+2單元高輪次井采收率

南區(qū)東Ng1+2的特點(diǎn)是儲(chǔ)層物性差、敏感性強(qiáng)、能量低，套變井多，儲(chǔ)量控制程度低，單一的蒸汽吞吐開發(fā)效果逐漸變差，針對(duì)油藏及井況不同特征實(shí)行差異化治理，提高了油藏的開發(fā)水平。

2.1.1實(shí)施“一注多采”，高效再提效

目前Ng1+2單元針對(duì)儲(chǔ)層物性好，油層厚度大單井主要以蒸汽吞吐開發(fā)為主，四周期以上的轉(zhuǎn)周井占比達(dá)71%，油氣比為1.0，維持目前開采方式，高效吞吐單井出現(xiàn)下降趨勢(shì)，GDN28N206井第五周期峰值日油較之前周期時(shí)間變短且日油量下降，一注多采就是注汽井相鄰的層位對(duì)應(yīng)且熱聯(lián)通性相對(duì)較好的油井劃為一個(gè)井組， 中心井階段時(shí)間大劑量注汽，周圍處在生產(chǎn)末期井不需單獨(dú)注汽而是依靠中心井注入能量連續(xù)生產(chǎn)， 從而實(shí)現(xiàn)整個(gè)井組多井整體吞吐， 相比常規(guī)蒸汽吞吐能擴(kuò)大蒸汽波及面積 ，改善吞吐效果，提高驅(qū)油效率和采收率。“一注多采”增產(chǎn)機(jī)理主要有三方面[2]： 選擇中心井注汽對(duì)井間剩余油提供單一方向驅(qū)動(dòng)能量， 使井間剩余油被有效地驅(qū)到生產(chǎn)井井底; 中心井注汽沿蒸汽突破通道與生產(chǎn)井形成汽腔連通， 從而實(shí)現(xiàn)井組整體吞吐，有利于整體汽腔的擴(kuò)大， 形成垂向上的重力泄油

作用。

南區(qū)東擴(kuò)地層壓降大，非均質(zhì)導(dǎo)致井間容易形成熱聯(lián)通，在轉(zhuǎn)周注汽時(shí)密切關(guān)注周圍同層受效井，對(duì)存在熱聯(lián)通的注汽受效井重點(diǎn)做好數(shù)據(jù)的落實(shí)跟蹤，調(diào)參提液提高熱量利用率，GDN33P202井組有6口井，井距平均為85m ，井組相對(duì)獨(dú)立。為改善井組高周期生產(chǎn)效果， 先后實(shí)施了多井同步蒸汽吞吐（ 3、4、5周期）、一注多采（ 6、7周期）。該井組6周期實(shí)施一注多采后， 井組平均單井周期產(chǎn)油2680t ，油汽比1. 02。

2.1.2 實(shí)施稠油吞吐轉(zhuǎn)降粘劑驅(qū)，低效轉(zhuǎn)高效

南區(qū)東擴(kuò)館1+2低效井組共有套變井27口占該層段油井總數(shù)的40%，無(wú)法實(shí)施蒸汽吞吐開采，開采程度只有18.2%，針對(duì)上述情況制定了以下對(duì)策：儲(chǔ)層高滲通道進(jìn)行封堵改善吸水剖面，增大注入水波及體積;原油粘度高，油水流度比小進(jìn)行降粘，降低啟動(dòng)壓力，提高驅(qū)油效率，最終提高油藏采收率。

2018年計(jì)劃6個(gè)注水試驗(yàn)井組，已實(shí)施4個(gè)井組，累計(jì)注水1.3萬(wàn)方，目前地層虧空情況在注水開發(fā)以后開始逐步下降，最早實(shí)施的GDN28NB4井組已見效。

2.3 優(yōu)化排液及調(diào)堵注采參數(shù)，穩(wěn)定水侵稠油開發(fā)

南區(qū)東擴(kuò)Ng3為強(qiáng)邊水稠油油藏，該區(qū)地層?xùn)|傾，整體呈西高東低趨勢(shì)，構(gòu)造簡(jiǎn)單，地層較平緩，地層水水侵沿構(gòu)造的低部位向高部位推進(jìn)，構(gòu)造 “溝槽”部位邊水推進(jìn)塊，構(gòu)造脊背部位邊水推進(jìn)慢。位于溝槽部位的井見水快，見水早，水線前緣形狀與構(gòu)造溝槽分布吻合[3]。由單一的水侵前緣氮?dú)庹{(diào)剖變?yōu)楦鶕?jù)油藏的水侵特點(diǎn)圖11、12制定了堵排結(jié)合，綜合治理的方針：水侵一線井優(yōu)化排液選井及排液量，減緩水侵速度 ，2017年?yáng)|擴(kuò)Ng3對(duì)邊水一線井實(shí)施防砂、低檢、扶停等措施合計(jì)9井次，與措施前相比日液增加448噸，有效遏制了產(chǎn)量下滑趨勢(shì)，含水趨向平穩(wěn);利用調(diào)堵參數(shù)動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)，提高調(diào)堵效果及熱利用率。分三個(gè)階段進(jìn)行調(diào)堵即調(diào)堵階段：排液井提液，內(nèi)線井降液，強(qiáng)化封堵效果; 注汽階段：排液井限液，內(nèi)線井提液，提高加熱效率;生產(chǎn)階段：各向恢復(fù)正常生產(chǎn)參數(shù)。氮?dú)庹{(diào)剖技術(shù)能夠有效封堵控制蒸汽竄流，調(diào)整熱采井的吸氣剖面，提高蒸汽波及體積，改善油藏開發(fā)效果[4]。上半年實(shí)施氮?dú)庹{(diào)剖2井次，累計(jì)增油1452噸。

3 結(jié)論及建議

（1）通過(guò)實(shí)施一注多采，南區(qū)東擴(kuò)油井生產(chǎn)狀況得到了明顯的改善，日產(chǎn)油穩(wěn)步提高，有效緩解了作業(yè)區(qū)成本壓力和產(chǎn)量壓力。存在熱聯(lián)通井組繼續(xù)擴(kuò)大一注多采規(guī)模。

（2）南區(qū)東擴(kuò)館1+2單元屬于薄層敏感稠油，套變井多，剩余油井間富集，如何重建井網(wǎng)增加儲(chǔ)量的控制程度，選擇合適的注入及采出速度是下步需解決的問(wèn)題。

【參考文獻(xiàn)】

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[2] 徐家年，馮國(guó)慶，任曉等.超稠油油藏蒸汽吞吐穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對(duì)策研究[ J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2007，，2（5）：90-93.

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[4] 宮俊峰， 曹嫣鎮(zhèn)， 唐培忠等. 高溫復(fù)合泡沫體系提高勝利油田稠油熱采開發(fā)效果[ J].石油勘探與開發(fā)，2006，33（2）：92-96.q