王玉嬌

【摘 要】孤東油田稠油單元具有“薄、水、敏、低”的地質(zhì)特征，適合熱采開發(fā)。近年來，稠油開發(fā)效果逐年變差，開發(fā)難度越來越大。本文在介紹地質(zhì)特征、開發(fā)歷程及現(xiàn)狀的基礎上，分析了開發(fā)中存在的問題及潛力，闡述了開發(fā)調(diào)整的主要做法及效果。

【關鍵詞】稠油油藏；開發(fā)狀況；分析；對策探討

一、稠油油藏基本情況

孤東油田稠油單元含油面積27.02km2，動用地質(zhì)儲量512萬噸，分布在三個油田，含8個整體稠油單元，1個零散稠油單元。其中孤東油田包括九區(qū)、GD827、CD821塊，含油面積5.86km3，地質(zhì)儲量957萬噸，紅柳油田包括KD521、KD53、K92、KD641塊，含油面積9.0km2，地質(zhì)儲量1779萬噸；新灘油田包括KD18及零散塊，含油面積12.2km2，地質(zhì)儲量2376.3萬噸。

（一）地質(zhì)特征

孤東稠油具有“薄、水、敏、低”的地質(zhì)特征。（1）儲層薄且單一。孤東稠油油藏儲層薄且單一，平均單層厚度39米：主力層少，平均只有1.8個。以單層開發(fā)為主，單層開發(fā)單元5個，受儲層發(fā)育影響，儲量規(guī)模小，儲量規(guī)模在300萬噸以上的整裝稠油單元，共6個，其它3個稠油單元儲量在300萬噸以下，砂體分布零散。（2）邊水能量較強。油藏9個開發(fā)單元的新井在鉆遇過程中均見到了油水界面，單元邊水能量較強，開發(fā)過程中受邊底水影響較大。（3）敏感性強。G827儲層具有極強水敏、弱堿敏、中等偏弱酸敏。（4）原油熱敏性強，粘度相對較低，適合熱采開發(fā)。

（二）開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

孤東油田自1989年3月引進稠油注蒸汽熱采開發(fā)工藝以來，孤東稠油自1995年正式投入開發(fā)，先后經(jīng)歷冷采、吞吐試驗、試采開發(fā)，大規(guī)模熱采建產(chǎn)開發(fā)：吞吐+汽驅(qū)階段擴邊：加密完善綜合調(diào)整治理等4個開發(fā)階段，進入“十二五”后，由于新區(qū)接替不足、加密細分潛力變小、保護區(qū)影響等因素，稠油產(chǎn)量呈遞減趨勢，2014年年產(chǎn)油46.1萬噸。

稠油9個單元動用地質(zhì)儲量5112萬噸，可采儲量1105萬噸，采收率21.6%。目前已有4個單元轉(zhuǎn)入汽驅(qū)階段?？偩?46口，開井465口，日產(chǎn)液16185噸，日產(chǎn)油1252噸，單井日產(chǎn)油2.7噸，綜合含水92.3%?？偛沙龀潭?3.53%，采油速度0.83%。與勝利油田同類油藏對比，孤東稠油目前井距?。?30-50米），單控儲量低（5.8噸），采收率高（21.6%），總體開發(fā)效果較好。

二、開發(fā)中存在的問題及潛力分析

（一）存在問題

（1）受保護區(qū)影響，開發(fā)調(diào)整難度大。孤東稠油9個開發(fā)單元有7個位于自然保護區(qū)，保護區(qū)儲量大，共4260萬噸，占總儲量的83%，單控儲量較高7.2萬噸。受安評、環(huán)評等因素影響，開發(fā)調(diào)整工作開展難度大，儲量、產(chǎn)量接替不足。

近幾年保護區(qū)限制加重，新井日益減少，新區(qū)接替儲量小且品位低，開發(fā)效果較差。2013年保護區(qū)投產(chǎn)新井12口，年產(chǎn)油0.6525萬噸，其中新區(qū)4口，年產(chǎn)油0.0906萬噸：2014年投產(chǎn)新井10口，年產(chǎn)油3.573萬噸，其中新區(qū)4口，年產(chǎn)油0.852萬噸。

（二）老井瓶頸問題未獲突破，問題井治理難度大，老井治理投入不足

一是多輪次吞吐后開發(fā)效果變差，油汽比下降。常規(guī)蒸汽吞吐加熱范圍有限，只能加熱油井半徑30m-50m的范圍，隨著吞吐輪次的增加，開采效果逐漸變差。

隨著輪次增加，油汽比由第一輪的1.2下降到第6輪的0.84，下降0.48，周期持續(xù)時間短，遞減加大，增油效果變差，需加大熱采增效工藝應用力度。

二是缺乏經(jīng)濟高效的堵水工藝。稠油高含水井日益增多，治理難度大，目前有29口井含水大于90%，占開井總數(shù)的52.9%，這部分井熱采難度加大，逐步失去下步轉(zhuǎn)周潛力。KD521、KD53等整體水淹區(qū)塊，墾東53塊目前單井日液51.6噸，單井日油2.1噸，綜合含水95.8%，整體水淹嚴重，單項堵水措施已無法見效，井間富集剩余油無法采出，堵水開發(fā)難度大，需加大調(diào)剖力度。

三是缺乏成熟的汽竄井治理技術(shù)。隨著吞吐輪次的不斷增加，油藏壓力的不斷下降，

越來越多的稠油區(qū)塊將轉(zhuǎn)為汽驅(qū)開發(fā)。受平面及層內(nèi)非均質(zhì)性影響，主河道方向易發(fā)生汽竄，嚴重影響了汽驅(qū)效果。

（三）潛力分析

（1）剩余油富集，在挖潛增效的潛力

孤東稠油油藏剩余油分布符合稠油油藏“整體富集，條帶水淹”的分布規(guī)律，整體潛力仍較大。①平面上井間動用程度差，剩余油富集，有工藝增效的潛力，統(tǒng)計2014年孤東九區(qū)井間加密新井含油飽和度，與老井距離40-50米的新井，平均含油飽和度57.8%，剩余油仍較富集，數(shù)值模擬表明，蒸汽吞吐最大加熱平徑40-70米，有加大復合吞吐工藝應用，擴大吞吐半徑，挖掘井間剩余油的潛力。②邊底水活躍區(qū)塊主力層層內(nèi)上部剩余油飽和度高，有進一步挖潛潛力，新井和監(jiān)測資料表明，高含水井層內(nèi)上部剩余油飽和度高，有治理邊底水，挖潛頂部剩余油的潛力。

墾東521區(qū)塊邊底水活躍，整體含水較高，水淹嚴重，數(shù)模研究顯示油層頂部剩余油較富集，2014年在高含水井區(qū)投產(chǎn)新井KD52P6井，油層鉆遇良好，水平段平均含油飽和度51.0%，投產(chǎn)后高峰日油達到22.6t/d，增油效果明顯。

（2）開發(fā)方式接替，提高采收率的潛力

①根據(jù)實施蒸汽驅(qū)4項基本準則和勝利油田蒸汽驅(qū)油藏篩選標準，下步可實施蒸汽驅(qū)的單元是KD18塊，由于邊底水活躍，地層壓力高，需技術(shù)攻關后可實施蒸汽的是KD60-1、GD821。

②針對已汽驅(qū)開發(fā)單元，開展熱化學驅(qū)試驗，探索汽驅(qū)接替技術(shù)。汽驅(qū)末期增油效果變差，剩余油仍較富集，蒸汽驅(qū)+驅(qū)油劑+起泡劑+N2復合驅(qū)替，提高驅(qū)油效率。在孤東九區(qū)現(xiàn)場實施驗證后，在墾東521、墾92推廣應用。

（3）推廣應用新工藝，具有改善邊底水開發(fā)效果的潛力

2014年以來，除了在注汽吞吐井配套DNS工藝外，針對高含水井推廣應用了乳液聚合物凝膠堵水，也取得了一定的效果。

三、主要做法及效果

（一）單層開發(fā)，擴大水平井應用類型

不斷擴大水平井應用類型和規(guī)模，先后在KD18、孤東九區(qū)、KD521等單元實施水平挖潛，水平井開發(fā)實現(xiàn)了從厚油層到薄層到邊底水油層的轉(zhuǎn)變。KD521塊實施主力層完善井網(wǎng)，非主力層單層水平井，邊底水區(qū)域的律層頂部水平井調(diào)整，設計Ng4、N6～Ngxl兩套井網(wǎng)，設計新井13口，增加動用儲量82.9萬噸，在主力層完善汽驅(qū)井網(wǎng)，部署汽驅(qū)井2口：非主力層單層水平井挖潛，部署3口：邊底水主力韻律層頂部水平井挖潛，部署6口，目前完鉆投產(chǎn)9口，平均單井日產(chǎn)油6.7噸，含水62.1%，取得較好的增油效果。

例如KD52P6井，新井井區(qū)綜合含水92.4%，2014年4月完鉆投產(chǎn)，油層鉆遇良好水平段，平均含油飽和度51.0%，油井投產(chǎn)后，高峰日油達到22.6t/d，增油效果明顯。

（二）轉(zhuǎn)換方式，增加經(jīng)濟可采儲量

孤東稠油目前已實施蒸汽驅(qū)單元5個，汽驅(qū)控制儲量達到917.5方噸。2014年計劃實施轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)2個單元，其中孤東827轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)已實施，墾東18正進行地面建設。并對老汽驅(qū)單元弧東九區(qū)實施整體調(diào)整，改善汽驅(qū)效果。

針對孤東九區(qū)蒸汽驅(qū)地層壓力高，局部井網(wǎng)不完普，次要層動用差等問題，2014年實整體治理，一是完善汽驅(qū)井網(wǎng)轉(zhuǎn)注1口，新汽驅(qū)井1口：二是單層水平井2口，三是汽驅(qū)停注期間，實施提液降壓工作量14口（防砂提液6口，吞吐提液4口）。增加汽驅(qū)儲量3萬噸，增加動用儲量11.6萬噸，新井平均單井日油4.7噸，綜合含水84.6%，井組日液由469噸上午到583噸，增加114噸。

（三）強化成整工藝推廣應用，提高單井產(chǎn)能

針對不同類型稠油油藏開發(fā)難點，提高地質(zhì)和開發(fā)規(guī)律認識，優(yōu)化措施選井，確定不同的主導工藝，加大高效措施的推廣應用力度，提高單井產(chǎn)能，重點是實施不動管柱CO2吞社，注汽CO2復合吞吐，氮氣泡沫調(diào)剖等高效增油措施，提升措施的質(zhì)量和效益，實現(xiàn)增油2.2萬噸。油汽比提高0.12。

針對多輪次吞吐地層能量下降快，吞吐周期遞減大，增油效果變差，實施注汽CO2復合吞吐，活性劑吞吐增能+高飽和充填防砂提液，實施60口，增油0.81萬噸；時于多輪次吞吐后高含水井能量低，含水上升快，實施注汽注CO2復合吞吐、氮氣調(diào)剖，實施26口，增油0.64萬噸。

【參考文獻】

【1】滕飛，注蒸汽開發(fā)稠油油藏開發(fā)指標預測模型， 《內(nèi)蒙古石油化工》，2009年第7期.