強化攻關，精細研究，提高濱509區塊熱采開發效果

殷昕冉

摘 要：濱509塊位于山東省濱州市里則鎮西北約2公里，構造上位于尚店油田西南角、屬尚三區。館陶組東營組上報含油面積3.8km2，儲量635×104t。本文分析了該區塊的油層特征、構造特征和開發歷程，提出了改善開發效果的技術對策，取得了顯著效果。

關鍵詞：濱509塊；構造特征；開發歷程；技術對策；效果分析

一、區塊基本概況

（一） 地質概況

1、區域位置

濱509塊位于山東省濱州市里則鎮西北約2公里，構造上位于尚店油田西南角、屬尚三區。館陶組東營組上報含油面積3.8km2，儲量635×104t。

2、地層特征

縱向層系多，分為Ng、Ed、Es1，Ng-Ed、Ed-Es1不整合接觸，目前該塊主要開發層系Ng、Ed，埋深910-1330m，厚度150-330m，Ng連通性差，Ed連通性好。

3.油層特征

館陶組和東營組共分為12個砂組、50個小層，其中含油小層35個，平均單層有效厚度1.6-3.0m。儲量集中分布在Ng6和Ed3段。主力層（4個）和次力層（9個），占總儲量的81.6%。

4、構造特征

濱509塊整體為一單斜構造，西北高東南低。中部井控程度高區斷層不發育，西南部發育5條低級斷層，①斷層控制油藏北部邊界，②斷層控制館陶組油水關系。

5、巖石學特征

館六段砂巖以含粉砂細砂巖和不等粒細砂巖為主，膠結疏松；東三段砂巖以粉砂質細砂巖和含粉砂細砂巖為主，泥質、灰質較重，膠結較致密。

6、物性特征

Ng、Ed存在差異，館6段孔隙度34.9%，滲透率2554；東3段孔隙度37.9%，滲透率1283。

（二）開發歷程

濱509區塊從1998年開始開發，先后經歷自然能量開發、注水開發、熱采實驗、熱采綜合調整、多輪次吞吐幾個階段。2012年10月實施轉熱采綜合調整，實現產能突破，2013年至今投產新井100余口，新建產能達11.2萬噸，峰值年產油達10.6萬噸；隨著近年來吞吐輪次增加，套損、管外竄等長停井大量出現，開井率下降，導致產能下滑。

從近幾年產量情況來看，濱509區塊產能受注汽轉周井次的影響較大。

2018.3月綜合含水70.2%，由含水曲線可以看出，隨著注汽熱采開發的持續進行，區塊整體的綜合含水緩慢提高，目前區塊內大部分油井的含水集中在40-80%。

二、主要工作及效果分析

（一）著眼長遠，科學規劃，落實產能接替陣地

濱509塊2016年在Ng6段東部部署評價井SDB546-X70井，鉆遇Ng組Ng67-68小層油層厚度5.7m/2層，生產130天，日油水平達6.4t，結合主體區西部油井鉆遇及投產情況，平均鉆遇館陶組6.1m/3層，認為館陶組仍有擴邊潛力。因此決定在濱509塊館陶組東部繼續實施滾動開發，部署濱509塊館陶東擴方案6口井，平均單井注汽量1500余噸，初期平均單井峰值日油12噸，新建產能約0.75萬噸。濱509塊館陶零散方案，平均單井注汽量1700余噸，初期平均單井峰值日油8.9噸，新建產能約0.7萬噸。

（二）創新思路，強化攻關，做實增量提效益

目前濱509區塊內熱采井的吞吐輪次普遍處于4-5周期。隨著吞吐輪次的增加，影響區塊開發效果的矛盾逐漸顯現，我們針對不同的問題，采用相應的工藝措施，取得了顯著成效。

針對油層動用不均衡，使用氮氣泡沫調剖技術，根據溫壓剖面監測結果，調整筆尖位置，改善水平段動用程度，并輔助采用氮氣泡沫調剖增能，注汽后溫壓剖面顯示水平段吸汽剖面明顯改善。

雙爐注汽可以大幅提高注汽速度，提高注汽壓力，擴大蒸汽波及范圍，節省注汽時間，提高熱能利用率，并減少氮氣泡沫用量，單井節約13-25萬元，并能夠有效改善周期效果，提高轉周增油量。綜合考慮上輪地層虧空大、注汽壓力偏低，周期遞減大、地面井場允許且轉周成本低等因素，共摸排出5口井滿足雙鍋爐注汽條件。

濱509-平7井2014.8月注汽投產，注汽量1804方，累計生產543天，周期累油4755噸，油汽比2.6，采注比高達4.3，周期虧空5991方。采用雙鍋爐注汽后本周期較上周期排水期減少5天，排水量較上周期減少148方，峰值日產油12.4t，生產392天，累油2467.5t，日油水平6.3t/d。

509塊東三段灰質含量高、注汽壓力高，層間非均質性強，層間動用不均衡，多輪次轉周后注汽壓力居高不下。對于此類井采用酸化解堵調剖一體化工藝，總結發現油藏條件好，儲層較厚，灰質含量高的井酸化效果好。

針對水平井泥漿污染較強采用連續油管噴射酸洗解堵工藝，此工藝針對鉆井泥漿浸泡時間長、生產過程中的微粒運移等原因造成水平井近井堵塞有較好效果。

針對井間氣竄，井建立汽竄臺賬，根據汽竄關聯、井間就近、產量相近的原則，通過提前轉周、延遲轉周，合理劃分井組，進行聯動注汽，或實施熱固性堵劑治理汽竄，措施效果較好。

濱509區塊目前總井數139口，其中各類長停井達48口。長停井導致井網受損，失控儲量達197萬噸，大量資產閑置和浪費，對區塊整體開發帶來不利影響。我們對此采用自主扶停，合作扶停，風險承包扶停等方式治理長停井。

使用稠油冷采擠注降粘劑工藝，實現低成本高效開發。為應對注汽成本高，天然氣氣源緊張等情況，對部分注汽效益較差的油井實驗實施了注降粘劑冷采措施。2017年11-12月，共實施擠注冷采降粘劑措施4井次，均取得較好效果。4口井施工后平均生產天數143d，日油由0.5升高至2.3t/d，累產油982t，累增油705t。目前4口井均已盈利。

三、存在問題與下步工作方向

1、在近兩年我們加大了長停井的治理力度，但是長停井問題依然嚴重。因套損、高含水導致的長停井逐年增加，對區塊整體開發帶來不利影響。因此下步應繼續加大長停井的治理力度，大力推進長效扶停工作。2、繼續推廣使用連續油管噴射酸洗解堵技術。3、針對虧空大油井，實驗使用多元熱流體工藝。4、對前期效果較好的工藝、技術、做法進行整理總結，下步繼續推廣實施。

參考文獻：

[1]畢義泉，王端平等.勝利油田高效開發單元典型實例匯編.石油工業出版社，2013。

[2]張繼國，李安夏等.超稠油油藏HDCS強化采油技術.中國石油大學出版社，2009。