杜冬梅　徐偉　馬金娜　劉霞

[摘 要]陳家莊油田陳373塊是河口采油廠稠油主要陣地，動(dòng)用儲(chǔ)量1773萬噸，可采儲(chǔ)量293萬噸，年產(chǎn)油在13萬噸左右，該區(qū)塊油井平均輪次為5.6次，進(jìn)入高倫次吞吐階段，如何在低油價(jià)下實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，本論文總結(jié)了近年來適用于薄層特稠油吞吐后期的一些應(yīng)用較好的開發(fā)技術(shù)，為同類油藏開發(fā)提供一套技術(shù)可行的開發(fā)途徑，對稠油熱采產(chǎn)量的穩(wěn)定和發(fā)展具有重要意義。

[關(guān)鍵詞]薄層稠油；多輪次；效益開發(fā)

中圖分類號(hào)：TE345 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1009-914X（2018）15-0395-01

1 油藏概況

陳家莊油田陳373塊位于山東省東營市利津縣陳莊鎮(zhèn)以北約2km處，構(gòu)造位置屬于陳家莊東部凸起的西北部。目的層館下段油藏構(gòu)造較為平緩，為薄互層稠油油藏，主要含油層系為下館陶，15個(gè)含油小層，主力小層7個(gè)，厚度一般2～6m；油水關(guān)系復(fù)雜，各油砂體具有不同的油水界面；50℃脫氣油粘度10000～30000mPa·s之間，屬特稠油。該塊含油面積8.0km2，動(dòng)用儲(chǔ)量1773萬噸，標(biāo)定可采儲(chǔ)量293萬噸，該塊采出程度較低，為7.51%。

2 目前開發(fā)中存在的一些問題

該區(qū)塊平均吞吐周期為5.6次，多輪次吞吐后期，周期效果逐漸變差；（2）、高溫注汽的影響，油井套管損壞嚴(yán)重，套變井逐年增加，儲(chǔ)量控制程度下降（3）、邊底水逐步推進(jìn)，周期間含水上升幅度較大；（4）、低效井逐漸增多，治理難度較大，轉(zhuǎn)周無經(jīng)濟(jì)效益。目前無類似油藏?zé)岵山?jīng)驗(yàn)可借鑒，如何穩(wěn)定陳373塊吞吐后期開發(fā)效果。因此有必要開展373塊薄層稠油吞吐后期穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用，提高稠油開發(fā)水平。

3 陳373塊開采現(xiàn)狀及規(guī)律

3.1 開采歷程及現(xiàn)狀

陳家莊油田陳373塊館陶組油藏為薄層特稠油油藏，該塊自2000年5月開始試油，2004年-2007年為蒸汽吞吐試驗(yàn)階段；2005年-2007年為產(chǎn)能建設(shè)階段；2008年-2009年為穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)階段；2010-2011年為產(chǎn)量遞減階段；2012年至目前為分層調(diào)整階段。至2017年4月，陳373塊共有油井173口，目前開油井108口，日產(chǎn)液水平3816t/d，日產(chǎn)油272t/d，平均單井日油水平2.5t/d，綜合含水92.9%，累計(jì)產(chǎn)油134.1×104t，累計(jì)產(chǎn)水850.2×104m3，采油速度0.61%，采出程度7.6%。累計(jì)注汽1060井次，累計(jì)注汽量235.7×104t，累計(jì)油汽比0.56。平均動(dòng)液面672m，井網(wǎng)密度20.8口/km2，井距175m，單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量10.6×104t，地層壓降2.9MPa。

3.2 開發(fā)規(guī)律

3.2.1 周期變化特征

根據(jù)統(tǒng)計(jì)已完成周期，目前轉(zhuǎn)周最高倫次已完成第16周期，平均單井注汽5.6個(gè)輪次，平均周期累油1014噸，平均周期含水92.5%，累計(jì)油汽比0.68%。從統(tǒng)計(jì)效果表來看，隨著輪次增加轉(zhuǎn)周效果逐漸變差，含水逐漸上升。陳373塊前五周期遞減快，6周期以后遞減變緩，周期累油遞減率6.5%，油汽比遞減為12.6%。

3.2.2 含水上升規(guī)律

陳家油田為低含油飽和度油藏，含油飽和度為50%～55%，常規(guī)投產(chǎn)初期含水主要在30%～70%之間，綜合含水60%左右。2006年至2008年為含水快速上升階段（含水上升率18.7%），2009年至2011年為含水緩慢上升階段（含水上升率為4.3%），2011年至今為含水穩(wěn)定階段（含水上升率為0.3%）。

周期含水變化特點(diǎn)：1-4周期含水上升速度為1.75%，5周期以后隨著輪次增加含水上升速度變緩，為0.58%。

3.2.3 地層壓力變化

蒸汽吞吐開采本身就是降壓開采，隨著周期的進(jìn)行地層虧空逐步加大，地層能量逐漸降低。壓力整體下降較緩慢，累采多的區(qū)域壓降大。油田靜壓由12.9MPa下降到目前的19.3MPa，壓降2.9MPa。平均壓力下降速度0.2MPa/年，地層累積虧空671×104m3，初期隨虧空量的遞增，地層壓力下降幅度較大，后期隨虧空的增加，地層壓降減緩，地層有能量補(bǔ)充，計(jì)算水侵量532萬方。油藏天然能力較充足，有一定的邊底水。

4 稠油開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢

4.1 尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量，堅(jiān)持增量創(chuàng)新

因多年蒸汽吞吐開采，井況逐年惡化，停產(chǎn)井逐年增多，造成一部分儲(chǔ)量失控，為了提高儲(chǔ)量動(dòng)用，在剩余油分布豐富的區(qū)域部署更新井；同時(shí)對于邊部油井生產(chǎn)情況好的油井，結(jié)合地震剖面、油井測井曲線部署零散井。2017年部署更新井6口，零散井2口，目前已投產(chǎn)3口井，平均日油水平6.5t/d，取得了良好的開發(fā)效果。

4.2 低效油井補(bǔ)孔潛力層位，做好層間接替

目前陳373塊平均吞吐輪次為5.6次，進(jìn)入高倫次吞吐階段，因高含水、低液關(guān)停井逐漸增多，導(dǎo)致部分儲(chǔ)量失控，區(qū)塊日油水平下降，影響整體開發(fā)效果。目前陳373塊因高含水、低液關(guān)停井59口，針對這些井（1）對低液高含水油井測井曲線、周圍生產(chǎn)油井情況分析找補(bǔ)孔潛力層，（2）可以直接開井的停產(chǎn)井實(shí)施冷采降粘措施。通過以上措施的實(shí)施降低儲(chǔ)量失控，提高油田開發(fā)效果。

4.3 加強(qiáng)地質(zhì)分析，優(yōu)選措施井，提高轉(zhuǎn)周效益

在熱采井單井分析的基礎(chǔ)上，建立科學(xué)分類管理，優(yōu)化措施結(jié)構(gòu)，強(qiáng)化精細(xì)管理，分類治理調(diào)控，持續(xù)改善區(qū)塊熱采效果。將熱采井分為四類：

第一類：高效井，此類井儲(chǔ)層好、產(chǎn)量高、增油效果好，要優(yōu)先轉(zhuǎn)周；

第二類：潛力井，此類井周期短、能力低、油汽比低，需實(shí)施工藝挖潛措施。稠油熱采轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)的確定對于提高熱采效果，有著重要的作用，合理確定轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)，可以有效提高熱采效益，降低稠油熱采綜合遞減率。實(shí)際生產(chǎn)中我們根據(jù)熱采井產(chǎn)量、動(dòng)液面、井口溫度等綜合分析判斷轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)：單井井口溫度明顯下降低于40度，而生產(chǎn)油氣比〉1.0或單井日油能力低于3t，即轉(zhuǎn)周；熱采后期液量逐步下降或單井含水突然上升，日油下降至3t以下，即轉(zhuǎn)周；油井油氣比達(dá)到1.0以上，油井突然不出，測試供液不足井及時(shí)轉(zhuǎn)周，盡可能提高熱采效果。

4.4 優(yōu)選轉(zhuǎn)周配套工藝，提高單元開發(fā)效果

4.4.1 針對薄層特稠油，油稠、注汽壓力高、熱損失大的的水平井，應(yīng)用HDCS技術(shù)

HDCS技術(shù)采用高效油溶性降粘劑和二氧化碳輔助水平井蒸汽吞吐，發(fā)揮協(xié)同降粘、混合傳質(zhì)及增能助排作用，擴(kuò)大波及范圍，提高回采效果。2017年應(yīng)用HDCS技術(shù)3口井，平均周期日油較前一周期上升3.6噸/天。

4.4.2 針對高輪次、周期短、遞減快的直斜井采取DNS技術(shù)

DNS技術(shù)采用高效油溶性降粘劑和氮?dú)庠瞿苤诺淖饔幂o助直斜井蒸汽吞吐。2017年應(yīng)用DNS術(shù)2口井，平均周期日油較前一周期上升3噸/天。

4.4.3 均勻注汽技術(shù)：可有效改善水平井水平段吸汽狀況。

利用水平井微溫差，（1）可以優(yōu)化注汽位置：據(jù)研究動(dòng)用差的水平段溫度較低，可以將配注器調(diào)至動(dòng)用差的位置以此提高加熱半徑。（2）判斷出水層位：對于出水水平段微溫差顯示溫度高。如果出水位置在水平段下段可以采取丟封。2017年微溫差測試2口，平均周期日油水平較上周期上升3.5噸/天，取得良好的增油效果。

5 結(jié)論

（1）工藝技術(shù)不斷進(jìn)步，陳家莊薄層稠油油藏實(shí)現(xiàn)了有效動(dòng)用，稠油接替開發(fā)取得了顯著效果，對同類油藏油藏的開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

（2）把油井分為幾類，針對不同的問題配套相應(yīng)的的工藝措施，不同的開發(fā)階段采取不同的技術(shù)對策，形成了薄層特稠油的開發(fā)配套技術(shù)，取得了較好的開發(fā)效果。

（3）薄層稠油油水關(guān)系復(fù)雜，多輪次吞吐后期油水分布和剩余油分布已發(fā)生很大變化，加強(qiáng)油藏認(rèn)識(shí)和研究為下步開發(fā)調(diào)整提供理論依據(jù)。

（4）進(jìn)入高倫次吞吐階段，注汽加熱半徑有限，建議加強(qiáng)注汽參數(shù)優(yōu)化研究，實(shí)現(xiàn)效益轉(zhuǎn)周。

參考文獻(xiàn)

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[3] 劉濤；改善稠油油藏蒸汽吞吐后期開發(fā)效果研究[D]；東北石油大學(xué)；2010年

作者簡介

杜冬梅，女，1984年10月出生，工程師，、現(xiàn)、從事油氣田開發(fā)技術(shù)工作。