陳國(guó)民

摘要：稠油具有粘度大、流動(dòng)性差的特點(diǎn)，成本高、開(kāi)采難度較大，通過(guò)多年的蒸汽吞吐和間歇蒸汽驅(qū)相結(jié)合的開(kāi)發(fā)方式，起初取得了良好的效果，但目前各區(qū)塊主要受邊底水、地層虧空、高吞吐輪次、吞吐壓力高干度低等直接影響了開(kāi)發(fā)效果，稠油遞減加大，區(qū)塊綜合含水已達(dá)到96%以上。本文根據(jù)區(qū)塊的地質(zhì)及開(kāi)采狀況，對(duì)上述現(xiàn)象進(jìn)行了綜合分析，并針對(duì)區(qū)塊治理邊底水，提高區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果提出合理建議。

關(guān)鍵詞：稠油油藏;邊底水活躍;電泵提液;氮?dú)庹{(diào)剖;二氧化碳

1地質(zhì)概況

墾東521塊位于紅柳油田東北部，處在墾東5-6斷層的上升盤(pán)。其總體構(gòu)造形態(tài)為由南東向北西傾沒(méi)的鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造簡(jiǎn)單、平緩，構(gòu)造傾角2～4°，東陡西緩，構(gòu)造高點(diǎn)在HLKD52-25、HLKD52-26井附近。墾東521塊含油面積2.1km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量575×10t。地面原油密度0.974～0.987g/cm3，50℃時(shí)地面脫氣原油粘度3000～6000mPa.s，屬普通稠油。綜合分析，墾東521塊總體表現(xiàn)為“兩低一高”，即采出程度低、采油速度低、含水高的特點(diǎn)。

2目前開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題

2.1邊水入侵加劇，平面水淹嚴(yán)重，吞吐選井難度加大

墾東521單元都具有較強(qiáng)的邊底水能量，隨著地層虧空的不斷加大，邊底水推進(jìn)速度不斷加快，同時(shí)水體還沿著地層虧空較大的油井竄入砂體的較高位置，造成大量高含水井無(wú)法轉(zhuǎn)周注汽，產(chǎn)量大幅度下降。據(jù)統(tǒng)計(jì)該區(qū)塊因高含水不可吞吐井19口，占開(kāi)井的36.5%。墾東521塊43+4層邊部油井受邊水影響，含水較高，內(nèi)部區(qū)域油井含水低;68-NGX1層系西部地區(qū)的油井受邊水影響嚴(yán)重，含水較高，東北部高部位地區(qū)油井含水低，主要是靠單井吞吐注汽生產(chǎn)。

2.2儲(chǔ)層動(dòng)用不均衡，井間剩余油富集

目前，墾東521塊主要是用43+4和68-NGX2這兩套層系開(kāi)發(fā)。分小層來(lái)看，主力層采出程度相對(duì)較高，儲(chǔ)量動(dòng)用好，非主力層相對(duì)較低，動(dòng)用較差。具體來(lái)看，截止目前，主力層儲(chǔ)量動(dòng)用采出程度高達(dá)22.46%，其中43+4層儲(chǔ)量動(dòng)用狀況最好，采出程度25.51%;非主力層中62層和53層采出程度較高，分別是20.84%和17.57%，63.4層基本未動(dòng)用。總的來(lái)說(shuō)，剩余油呈現(xiàn)“整體富集，條帶水淹”的現(xiàn)狀。

2.3多年熱采開(kāi)發(fā)，井況惡化，套變事故井多

據(jù)統(tǒng)計(jì)，熱采井套管損壞呈現(xiàn)出兩個(gè)特點(diǎn)，一是套損點(diǎn)套損形態(tài)表現(xiàn)為多樣性，套損點(diǎn)套損形態(tài)有注汽吞吐產(chǎn)生的應(yīng)變熱應(yīng)力和地層出砂引起的套變、錯(cuò)斷，也有因固井質(zhì)量不合格、套管腐蝕引起的套漏、變形，還有作業(yè)造成的套裂、套斷現(xiàn)象，說(shuō)明熱采井套損因素比較多;二是套損點(diǎn)沿井筒深度分布表現(xiàn)出相對(duì)集中性，套損點(diǎn)相對(duì)中于兩個(gè)位置，第一位置在井口附近，約占套損井?dāng)?shù)的20%，第二位置在油層上部或蓋層區(qū)內(nèi)，有60%以上的套損井集中表現(xiàn)在油層上部附近。目前，墾東521塊總油井63口，報(bào)廢或半報(bào)19口;汽驅(qū)井7口，報(bào)廢或半報(bào)5口，造成停產(chǎn)井多，減少了控制儲(chǔ)量，破壞了井網(wǎng)完善程度。

3目前的主要做法

認(rèn)真分析墾東521塊上述存在問(wèn)題，大膽探索，與工藝結(jié)合，通過(guò)“一線提液，二線堵調(diào)，內(nèi)部補(bǔ)充能量”的方法，實(shí)現(xiàn)了稠油高含水井治理，提高了吞吐效果，優(yōu)化開(kāi)采方式，改善區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果，提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度，最終提高采收率。

3.1推行“電泵提液”，實(shí)現(xiàn)稠油提質(zhì)增效。

針對(duì)墾東521塊邊底水入侵加劇，含水上升迅速的現(xiàn)狀，對(duì)一線井實(shí)施提液，以減緩邊底水入侵。根據(jù)電泵井排量大，易操作的特點(diǎn)，我們優(yōu)選地層發(fā)育好、液量高、液面淺的HLKD52-34井進(jìn)行電泵采油試驗(yàn)，并于2月10日開(kāi)井，日增油9.2t/d，含水由97.7%降至96.5%。2018年采油管理七區(qū)實(shí)施電泵提液3口，措施后單井日液增加300t/口，日油增加6.0t/口，累增油5900t。下步計(jì)劃繼續(xù)實(shí)施1井次，預(yù)計(jì)增油能力5t/d。

3.2實(shí)施DNS復(fù)合熱采工藝，提高吞吐效果

結(jié)合墾東521塊地層發(fā)育狀況、剩余油分布、構(gòu)造位置、單井具體生產(chǎn)情況及其吞吐效果評(píng)價(jià)，做深入的了解，針對(duì)吞吐壓力低、邊水突進(jìn)快、熱采效果差這一類(lèi)稠油熱采井，采用氮?dú)馀菽{(diào)剖復(fù)合熱采技術(shù)，進(jìn)行調(diào)剖封竄，封堵高滲透層和大孔道，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及體積，提高汽驅(qū)范圍內(nèi)洗油效率。2018年實(shí)施10口井，平均單井注入氮?dú)?.46*10Nm3。2018年開(kāi)井10口，占總吞吐開(kāi)井的32.0%，措施前平均日液22.7t/d，日油0.7t/d，含水97.1%，措施后平均日液34.7t/d，日油4.3t/d，含水87.6%，較措施前平均單井日增油3.6t/d，含水平均下降9.5%，累計(jì)增油5382t，見(jiàn)到了明顯的調(diào)剖增油效果。

3.3實(shí)施DCS復(fù)合熱采工藝，提高吞吐效果

針對(duì)注汽高壓井，在注汽前先擠入一定量的CO2，利用CO2與驅(qū)油有關(guān)的主要性質(zhì)為補(bǔ)充油層能量、使原油粘度降低、體積系數(shù)增大、增加儲(chǔ)層的滲流能力、降低油水界面張力等特性，補(bǔ)充地層能量，提高地層的滲透性，達(dá)到增產(chǎn)增效的目的;規(guī)?；褂肅O2復(fù)合吞吐，降低注汽壓力，提高注汽效果。2018年實(shí)施13口，占總吞吐開(kāi)井的36.0%，累增油7945t。

3.4推行“一注多采”，補(bǔ)充地層能量。

針對(duì)因套損、增油效果未達(dá)到注汽條件和保護(hù)區(qū)作業(yè)受限等因素而不能注汽的低能量稠油井，實(shí)施了CO2冷采工藝，及時(shí)補(bǔ)充地層能量，利用CO2非常容易溶于稠油中，在地層溫度和地層壓力條件下，1噸液態(tài)CO2可以產(chǎn)生480m3氣體CO2，其同稠油之間良好的親合性是提高開(kāi)采效果的重要機(jī)理。共計(jì)實(shí)施4井次，措施后日增油10.8t/d，累增油828t。2018年實(shí)施4井次，增油能力8t/d。

4結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）就目前的開(kāi)發(fā)形勢(shì)而言，只依靠單純的蒸汽吞吐已不能滿足目前的開(kāi)采現(xiàn)狀，需與工藝結(jié)合，提高開(kāi)發(fā)效果，才能實(shí)現(xiàn)稠油高含水治理，確保稠油穩(wěn)產(chǎn)增效。

（2）在“水”的治理上可運(yùn)用氮?dú)庹{(diào)剖技術(shù)，封堵出水部位，提高富集油地帶的動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)地層深部封堵調(diào)剖。該技術(shù)對(duì)于改善高含稠油井效果較好。

（3）CO2冷采工藝不僅節(jié)省了作業(yè)占用時(shí)間和成本，還能達(dá)到增產(chǎn)增效的特點(diǎn)，從而提高單井產(chǎn)能和區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果，具有較好的推廣價(jià)值。