曙1-6-12塊開發效果分析

靳慶凱　楊振東　鄒洪超

摘 要：曙1-6-12塊位于杜229塊的東南部，開發目的層為興隆臺油層，自下而上發育興Ⅴ～Ⅱ組，屬超稠油油藏，含油面積0.5km2，原油地質儲量222×104t。動用儲量130×104t，可采儲量20×104t，2003年開始采用100m井距、正方形井網直井蒸汽吞吐開發。通過產能建設實現區塊產量快速上產，2005年產量達到最高峰4.3萬t，由于沒有新井投入，穩產時間短，后期大部分油井出水，進一步加速產量遞減。2008年在興Ⅱ組實施水平井，區塊產量保持在0.8萬t左右。區塊經過多年開發，已經進入蒸汽吞吐末期低速開采階段，通過精細油藏研究，挖潛油井縱向油層潛力，優選具備射孔潛力的油井實施調層措施進行試采，落實產能

關鍵詞：超稠油;出水;改善效果

1 地質特征

區塊共有油井21口，其中水平井4口，直井17口。直井中目前動用1口，停關16口，其中出水停關12口，不出關4口。曙1-6-12塊構造上處于曙1-7-012斷層的下降盤，東南部和西南部分別以曙1-6-14斷層和曙1-6-10斷層為界，控制油水分布。興隆臺油層構造形態總體向北東傾伏。曙1-6-12塊油層分布受構造控制，興Ⅰ、Ⅵ組為水層，興隆臺油層總厚度47.5m。興Ⅳ、Ⅴ組油層主要集中在斷塊中部，興Ⅱ、Ⅲ組油層大面積連片分布。

2 存在問題分析

2.1 根據生產層位分析

中部斷層以南主要生產興Ⅲ+Ⅳ組7口井，目前6口井出水，平均吞吐7輪，末周期平均單井產水10652t，回采水率400%，總礦化度2140;主要生產興Ⅱ組3口井，吞吐1輪就全部出水，平均單井產水1915t，回采水率155%，總礦化度2020。4135和4133井主要生產層位于興Ⅲ+Ⅳ組，結合曙1-6-12塊41排油藏剖面圖可以看出，油井吞吐5到8輪后，油層降壓，邊底水侵入，造成油井出水。根據圖1和圖2初步判斷主要生產興Ⅱ組油井出水原因是斷層不封閉，導致層間水通過斷層到生產井段被采出。

2.2 根據出水時間順序分析

因為斷層不封閉導致41排油井2005年投產后先出水，之后43排油井在08年后受邊底水影響相繼出水。從33列剖面可以看出，43-33井受邊水影響導致出水;受43-33井影響，鄰井43-31和43-29也受影響相繼出水。

3 實施效果總結

結合油井縱向上油層潛力，根據油井實際情況針對不同井排實施相應措施。

3.1 對4137#的措施

根據油藏剖面判斷目前靠近斷層生產興Ⅱ組均已出水，不能繼續動用。生產下部的興Ⅲ+Ⅳ組只有杜32-41-37井因注汽壓力高停關，鑒于首輪生產有一定日產能力（如圖5），所以下步先對4137#實施高壓鍋爐注汽恢復。實施第二輪注汽，壓力略有下降1.6MPa，但生產時間短，未明顯見油。

3.2 對4331#的措施

43排其他井發育層間水，因此我們選擇4331井純油層實施調層層上返，并對油水同層層位進行試采，證實產能調層后射孔厚度18.4m，9層。首輪注汽1088t，注汽油壓11.4MPa，周期生產27天，產油174t，產水248t，油汽比0.16，取得初步效果。首輪試采日產油能力達到12t/d，試采層位具有較好產能。因此進行第二輪注汽于2018年3月6日投產，注汽量2100t，截至目前，第2輪階段生產186天，平均日產能力為19.94t/d，周期產油1947t，油汽比0.93，效果顯著。

3.3 對4531#的措施

45排興Ⅳ組油層油井未出水，但是杜32-45-31井是因為采出程度高低效停關，下步決定將4531井調層上返生產興Ⅲ組。調層后射孔厚度23.1m，2層。首輪注汽1652t，注汽壓力13.9MPa，油壓12.6MPa，排量7t/h，但首輪注汽后轉抽后生產效果并未有明顯改善。經分析發現是受溢流影響，在第二輪注汽后解決了溢流問題。自8月16日啟抽以來成果顯著，注汽量2732t，周期生產23天，平均日產能力為13.7t/d，周期產油315t，油汽比0.12。

3.4 下步恢復動用計劃

第一批實施措施恢復動用的三口井已初顯成效，下步計劃如表3，陸續動用以提高該區塊的采出程度。

4 經濟效益評價

區域累計增油：2385t;計算公式：E=（1-30%）×F

×Q×（P-T-C）-I;目前經濟效益：52.5萬元

5 結論

①曙1-6-12塊作為杜229塊的邊部斷塊，構造復雜，油藏主要受構造控制，油水關系復雜;②斷塊內油井受邊底水影響，吞吐壓力下降后邊底水侵入，造成油井出水;另外一部分油井因采出程度高、注汽壓力高等原因停關，造成區塊低速開采;③通過精細油藏研究，挖潛油井縱向油層潛力，優選具備射孔潛力的油井實施調層措施進行試采，落實產能;④對于油井大部分停關、處于低速開采階段的區塊，通過油藏研究，通過調層、高壓鍋爐注汽等措施恢復油井動用，進而提高區塊采收率。