薄層稠油油藏多輪次后期開發技術現狀及發展方向

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，動用儲量1773萬噸，可采儲量293萬噸，年產油在13萬噸左右，該區塊油井平均輪次為5.6次，進入高倫次吞吐階段，如何在低油價下實現效益開發，本論文總結了近年來適用于薄層特稠油吞吐后期的一些應用較好的開發技術，為同類油藏開發提供一套技術可行的開發途徑，對稠油熱采產量的穩定和發展具有重要意義。

[關鍵詞]薄層稠油；多輪次；效益開發

中圖分類號：TE345 文獻標識碼：A 文章編號：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以北約2km處，構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個含油小層，主力小層7個，厚度一般2～6m；油水關系復雜，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，動用儲量1773萬噸，標定可采儲量293萬噸，該塊采出程度較低，為7.51%。

2 目前開發中存在的一些問題

該區塊平均吞吐周期為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，油井套管損壞嚴重，套變井逐年增加，儲量控制程度下降（3）、邊底水逐步推進，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，轉周無經濟效益。目前無類似油藏熱采經驗可借鑒，如何穩定陳373塊吞吐后期開發效果。因此有必要開展373塊薄層稠油吞吐后期穩產技術應用，提高稠油開發水平。

3 陳373塊開采現狀及規律

3.1 開采歷程及現狀

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年為蒸汽吞吐試驗階段；2005年-2007年為產能建設階段；2008年-2009年為穩產高產階段；2010-2011年為產量遞減階段；2012年至目前為分層調整階段。至2017年4月，陳373塊共有油井173口，目前開油井108口，日產液水平3816t/d，日產油272t/d，平均單井日油水平2.5t/d，綜合含水92.9%，累計產油134.1×104t，累計產水850.2×104m3，采油速度0.61%，采出程度7.6%。累計注汽1060井次，累計注汽量235.7×104t，累計油汽比0.56。平均動液面672m，井網密度20.8口/km2，井距175m，單井控制地質儲量10.6×104t，地層壓降2.9MPa。

3.2 開發規律

3.2.1 周期變化特征

根據統計已完成周期，目前轉周最高倫次已完成第16周期，平均單井注汽5.6個輪次，平均周期累油1014噸，平均周期含水92.5%，累計油汽比0.68%。從統計效果表來看，隨著輪次增加轉周效果逐漸變差，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 含水上升規律

陳家油田為低含油飽和度油藏，含油飽和度為50%～55%，常規投產初期含水主要在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年至今為含水穩定階段（含水上升率為0.3%）。

周期含水變化特點：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，地層有能量補充，計算水侵量532萬方。油藏天然能力較充足，有一定的邊底水。

4 稠油開發技術現狀與發展趨勢

4.1 尋找優質儲量，堅持增量創新

因多年蒸汽吞吐開采，井況逐年惡化，停產井逐年增多，造成一部分儲量失控，為了提高儲量動用，在剩余油分布豐富的區域部署更新井；同時對于邊部油井生產情況好的油井，結合地震剖面、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3口井，平均日油水平6.5t/d，取得了良好的開發效果。

4.2 低效油井補孔潛力層位，做好層間接替

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

4.3 加強地質分析，優選措施井，提高轉周效益

在熱采井單井分析的基礎上，建立科學分類管理，優化措施結構，強化精細管理，分類治理調控，持續改善區塊熱采效果。將熱采井分為四類：

第一類：高效井，此類井儲層好、產量高、增油效果好，要優先轉周；

第二類：潛力井，此類井周期短、能力低、油汽比低，需實施工藝挖潛措施。稠油熱采轉周時機的確定對于提高熱采效果，有著重要的作用，合理確定轉周時機，可以有效提高熱采效益，降低稠油熱采綜合遞減率。實際生產中我們根據熱采井產量、動液面、井口溫度等綜合分析判斷轉周時機：單井井口溫度明顯下降低于40度，而生產油氣比〉1.0或單井日油能力低于3t，即轉周；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，即轉周；油井油氣比達到1.0以上，油井突然不出，測試供液不足井及時轉周，盡可能提高熱采效果。

4.4 優選轉周配套工藝，提高單元開發效果

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，應用HDCS技術

HDCS技術采用高效油溶性降粘劑和二氧化碳輔助水平井蒸汽吞吐，發揮協同降粘、混合傳質及增能助排作用，擴大波及范圍，提高回采效果。2017年應用HDCS技術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

DNS技術采用高效油溶性降粘劑和氮氣增能助排的作用輔助直斜井蒸汽吞吐。2017年應用DNS術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：可有效改善水平井水平段吸汽狀況。

利用水平井微溫差，（1）可以優化注汽位置：據研究動用差的水平段溫度較低，可以將配注器調至動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 結論

（1）工藝技術不斷進步，陳家莊薄層稠油油藏實現了有效動用，稠油接替開發取得了顯著效果，對同類油藏油藏的開發具有重要的指導意義。

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

（3）薄層稠油油水關系復雜，多輪次吞吐后期油水分布和剩余油分布已發生很大變化，加強油藏認識和研究為下步開發調整提供理論依據。

（4）進入高倫次吞吐階段，注汽加熱半徑有限，建議加強注汽參數優化研究，實現效益轉周。

參考文獻

[1] 單華生，姚光慶；非常規油藏開發與石油資源可持續發展[J]；特種油氣藏；2004年03期

[2] 劉鵬；；熱采井加熱半徑及產能確定方法研究[J]；科學技術與工程；2011年17期

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

作者簡介

杜冬梅，女，1984年10月出生，工程師，、現、從事油氣田開發技術工作。