樊瑞

摘要：洼38塊難動(dòng)用儲(chǔ)量512.6萬(wàn)噸，因油井出砂嚴(yán)重、注汽壓力高，區(qū)塊開(kāi)發(fā)停滯10年;通過(guò)水平井開(kāi)發(fā)、老井復(fù)產(chǎn)，區(qū)塊以小于0.2%的采油速度低速開(kāi)發(fā)9年，開(kāi)井率16.7%，日產(chǎn)油16噸，采出程度4.3%。通過(guò)開(kāi)展地質(zhì)體精細(xì)刻畫(huà)、開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)等工作，深度剖析制約區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果的主要原因;通過(guò)實(shí)施井網(wǎng)調(diào)整、復(fù)合防砂、高壓注汽等關(guān)鍵技術(shù)，區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果明顯改善，采油速度提高6.5倍，實(shí)現(xiàn)了難采儲(chǔ)量的整體有效動(dòng)用。

關(guān)鍵詞：稠油油藏;難動(dòng)用儲(chǔ)量;復(fù)合防砂;高壓注汽

1 油田基本情況

小洼油田洼38塊構(gòu)造上位于遼河斷陷盆地中央隆起南部?jī)A沒(méi)帶的北端，其西以大洼斷層與清水洼陷相臨，處于大洼斷層的上升盤(pán);東北以洼38斷層與洼60塊相連;東部為中央隆起，向南逐漸傾沒(méi)。洼38塊含油面積為8.9km2，地質(zhì)儲(chǔ)量3224×104t，其中洼25-新12塊、洼79井區(qū)為難采儲(chǔ)量區(qū)塊，分別位于洼38塊東北和西南邊部，為受斷層控制的斷鼻和單斜構(gòu)造，含油面積2.06km2，地質(zhì)儲(chǔ)量512.6×104t，開(kāi)發(fā)目的層均為東三段，油藏埋深1300～1390m，油層厚度15～20m，50℃地面原油粘度34400mPa.s，為深層特稠油油藏。

2 難動(dòng)用儲(chǔ)量評(píng)價(jià)

2.1 儲(chǔ)層特征分析

兩個(gè)難采區(qū)塊構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單且平緩，區(qū)塊內(nèi)部均無(wú)斷層發(fā)育。洼25-新12塊為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道、前緣薄層砂，洼79井區(qū)為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育河口沙壩、前緣薄層砂沉積微相。受此影響儲(chǔ)層砂體變化較快，油層多且薄，砂地比0.28，每百米油層數(shù)14.2個(gè);平均孔隙度25%、滲透率1105mD、泥質(zhì)含量18%、粘土成分以伊蒙混層為主，占比71%、細(xì)砂+粉砂含量83%、粒度中值0.17mm，與主體部位相比，孔隙度、滲透率略差、泥質(zhì)含量高9%、細(xì)砂+粉砂含量高22%。

2.2 開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)

難采儲(chǔ)量區(qū)52%的老井初期日產(chǎn)油大于5t，平均5.5t，且油層厚度大、儲(chǔ)層物性好的區(qū)域產(chǎn)能高;油井初期周期效果差，平均注汽壓力高達(dá)17MPa，注汽干度僅為36%，熱損失較大，嚴(yán)重制約生產(chǎn)效果，周期生產(chǎn)時(shí)長(zhǎng)36天、產(chǎn)油量181t，油汽比0.13，回采水率21.4%。難采區(qū)儲(chǔ)層膠結(jié)松散、巖性細(xì)，同時(shí)原油粘度約為主體部位的5倍，流動(dòng)阻力增大，對(duì)儲(chǔ)層骨架顆粒的沖擊力與拖拽力也更強(qiáng)，導(dǎo)致生產(chǎn)過(guò)程中易出砂，難采區(qū)所有油井均出砂，平均單井出砂量9.1方（最大21.9方），平均檢泵次數(shù)8.1次（最多27次），平均單次出砂量1.5方（最高4.2方），平均檢泵周期12.9天。不同區(qū)域泥質(zhì)含量差別較大，直接影響油井出砂量，進(jìn)而導(dǎo)致單井產(chǎn)能存在差異，總體表現(xiàn)為泥質(zhì)含量低，產(chǎn)能高，其中泥質(zhì)含量小于20%區(qū)域，油井單次出砂量小于1.0方;泥質(zhì)含量20～30%區(qū)域，油井單次出砂量1.0～2.0方;泥質(zhì)含量大于30%區(qū)域，油井單次出砂量大于2.0方。對(duì)比不同類(lèi)型防砂效果，壓防+篩管復(fù)合防砂實(shí)現(xiàn)“防擋結(jié)合”，防砂效果好。通過(guò)油藏工程研究推導(dǎo)經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算區(qū)塊采收率為27.8%，目前區(qū)塊總體采出程度僅為4.3%，主力小層采出程度也低于10%，動(dòng)用程度較低，地層壓力保持9.0Mpa以上，具備較大的挖潛空間。

3 難采儲(chǔ)量動(dòng)用技術(shù)研究

3.1 井網(wǎng)調(diào)整

針對(duì)難采區(qū)塊儲(chǔ)層變化快的特點(diǎn)，綜合考慮井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量控制程度及后期開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換調(diào)整，在疊加厚度大的區(qū)域整體實(shí)施直井加密調(diào)整;對(duì)疊加厚度小、主力砂體發(fā)育的區(qū)域?qū)嵤┧骄跐?。通過(guò)油藏工程計(jì)算結(jié)合鄰井注汽干擾情況分析，最終確定100m為合理井距。在油層厚度大于15m，按照100×100m井距、正方形井網(wǎng)，加密及擴(kuò)邊部署直井開(kāi)發(fā);在油層厚度小于15m、單層厚度大于5m的區(qū)域，實(shí)施水平井挖潛;對(duì)局部井況差的油井，實(shí)施老井更新。

3.2 復(fù)合防砂

通過(guò)優(yōu)化射孔、復(fù)合防砂解決油井出砂。優(yōu)選物性含油性好的主力層射孔，薄差層選射，同時(shí)對(duì)射孔油層頂?shù)赘鞅苌?.1m，射孔井段控制在40m以?xún)?nèi)，既保證油層厚度，又保證防砂效果。研究表明單一的防砂技術(shù)對(duì)稠油難采區(qū)塊適應(yīng)性較差，防砂成功率低至35%，平均有效期僅25天，不能從根本上解決油井出砂、儲(chǔ)量無(wú)法動(dòng)用的技術(shù)問(wèn)題，壓防+篩管復(fù)合防砂技術(shù)可形成多級(jí)分選擋砂屏障，為確保在地層中建立有效的擋砂屏障，實(shí)施過(guò)程中增大了填砂量，填砂強(qiáng)度1.9m?/m，同時(shí)采用三層整體復(fù)合控砂防砂篩管，提高擋砂強(qiáng)度，擋砂精度0.25mm，實(shí)現(xiàn)了對(duì)地層砂“防擋結(jié)合”，防砂成功率92%，出砂井?dāng)?shù)及出砂量均明顯減少，檢泵周期延長(zhǎng)至185天，單次作業(yè)出砂量降至0.2方，有效解決了難采區(qū)油井出砂、儲(chǔ)量無(wú)法動(dòng)用的技術(shù)問(wèn)題。

3.3 優(yōu)化注汽

生產(chǎn)時(shí)間證明，稠油難采區(qū)塊吞吐需提高注入壓力、保證注汽干度、降低原油粘度，實(shí)現(xiàn)“注的進(jìn)、排的出”。針對(duì)采出程度低、注汽壓力高的區(qū)域?qū)嵤└邏哄仩t注汽，改善注汽效果，注汽壓力16.0～18.4Mpa，注汽干度由38%升至59%，周期產(chǎn)油量增加396噸，油汽比提高0.14。為了緩解汽竄，將相互干擾的16口井規(guī)劃為4個(gè)井組開(kāi)展集團(tuán)組合注汽，平均單井日產(chǎn)油提高25%，周期油汽比提高0.1;針對(duì)水平井單層注汽強(qiáng)度大、突破快，開(kāi)展5井組直-平組合注汽，對(duì)應(yīng)直井注汽，延長(zhǎng)鄰近水平井生產(chǎn)周期100天以上。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）地質(zhì)體精細(xì)刻畫(huà)、油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)再評(píng)價(jià)是實(shí)現(xiàn)難采儲(chǔ)量動(dòng)用的基礎(chǔ)。

（2）合理的井網(wǎng)井距是實(shí)現(xiàn)難采儲(chǔ)量整體有效動(dòng)用的前提。

（3）壓防+篩管復(fù)合防砂技術(shù)能夠有效解決薄層特稠油油藏出砂難動(dòng)用問(wèn)題。

（4）高壓注汽、組合注汽等注汽配套技術(shù)，可有效提高注汽干度、改善稠油難采區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果。

參考文獻(xiàn)：

[1] 湯志.遼河油區(qū)難采儲(chǔ)量二次評(píng)價(jià)研究與實(shí)踐[D].東北石油大學(xué).2011年.

[2] 何冠軍.疏松砂巖常規(guī)稠油油藏適度出砂提高產(chǎn)能基礎(chǔ)研究[D].西南石油學(xué)院.2005年.

[3] 胡常忠編.稠油開(kāi)采技術(shù).北京：石油工業(yè)出版社;1998.6.

[4] 邱寶金等.蒸汽在遼河油區(qū)特稠油注汽熱采中的實(shí)驗(yàn)研究[J].特種油氣藏，2008，15（5）.