邊際敏感稠油油藏提質增效技術探索

馬彥風（勝利油田勘探開發研究院，山東 東營257000）

近年來，隨著油價的持續低迷，對油田開發生產經營帶來嚴重的困境，低油價給稠油帶來了更大挑戰[1]。針對邊際稠油高耗能、高開發成本等生產經營壓力問題，不斷開拓思路，探索和發展低成本開發技術系列，努力尋找邊際敏感稠油開發中新的效益增長點，提升稠油井開發整體系統效率，實現邊際敏感稠油生產井低成本開發，并取得了良好的實踐效果。

1 研究區概況

研究區域夏8 塊構造上處于惠民凹陷中央隆起帶東段。該塊滲透率1531×10-3μm2，孔隙度34.1%，為三角洲前緣亞相沉積，是一高孔高滲透頂氣邊水層狀稠油油藏，含油面積5.75km2，原油地質儲量527.9×104t。該塊油藏具有“稠、砂、薄、水、敏、低”等特點，開發上處于中高含水（87.5%）、低采油速度（0.29%）、低采出程度（10.0%），經營上處于低油價、高操作成本（噸油操作成本1375元∕噸）階段，開發效較差。

2 提質增效潛力及主要做法

2.1 提質增效潛力

2.1.1 單井控制儲量大，儲量動用程度低

夏 8 塊整體井網密度 6.8 口∕km2，單井控制儲量 13.5×104t，整體采出程度僅10.0%，僅采出可采儲量的54.5%。通過計算剩余可采儲量，平均單井剩余可采儲量1.1×104t。

2.1.2 剩余油普遍分布，局部富集

通過開發動態分析，定性重新認識剩余油分布，認為剩余油還是普遍分布。在厚度大、發育好的東北、西南區域，采出狀況較好，厚度小、發育較差的西北，東南區域，采出狀況較差。目前井距300-400米，理論計算極限動用井距為170米，僅為目前井距的48.6%，在目前井網下儲量動用程度較差。監測資料也表明，井間剩余油還是比較富集的，例如，夏8-204井2014年過套管電阻率測井成果圖表明，層內頂部剩余油飽和度42.2%，底部剩余油飽和度30.2%，頂部高于底部。

通過數模研究，定量重識剩余油分布，平面上：在靠近斷層、遠離邊水、井間剩余油相對較高，剩余油飽和度53.0%左右；縱向上：油層頂部剩余油飽和度較高，為58.0%左右，底部剩余油飽和度較低，為38.0%左右，底部明顯水侵。從2015 年鉆遇新井（夏8-308）情況看，井間含油飽和度較高，油層頂部剩余油飽和度較高，達67.0%，底部剩余油飽和度較低，為18.7%。

2.2 提質增效主要做法

2.2.1 以盤活增量為中心，探索新井新生技術

一是廣泛調研，優化開發方式。針對油稠、水進的特性開展防水和降粘技術的調研論證。按照勝利油田稠油蒸汽吞吐篩選的標準，該塊符合勝利油田甲-1普通稠油蒸汽吞吐篩選標準。該塊原油對溫度的敏感性較強，原油粘度隨著溫度的升高而降低，溫度每升高10oC，原油粘度降低近一半，因此采用注蒸汽熱采更合適。同時，通過調研，目前增能抑水比較成熟的是注氮氣，因此建議采用注氮氣的方式改善開發效果。

二是精細開發，優化新井設計。全區重新對比小層，精細研究隔夾層，落實隔夾層分布，采用水平井+直井聯合布井方式，最大程度的盤活儲量，無有效物性夾層及隔層的區域，以水平井為主；發育2個比較明顯的物性夾層區域，水平井難動用韻律段，以定向井為主。在井型優化的基礎上，對井位進行優化論證，油水邊界附近油層有效厚度一般6～8m，為減緩水侵，在距內油水邊界200m 以上區域布井，新井與老井距離100m 以上。水平井距頂1.5-2m，水平段長度優化為100-150m。

三是系統組合，優化配套工藝。首先，針對治稠、防砂、降敏、抑水、補能量、優舉等方面分別進行優化。治稠采用蒸汽吞吐方式，并針對注汽壓力高的問題，由亞臨界鍋爐轉為超臨界鍋爐，實現了高壓力下連續注汽；防砂主要采用目前比較成熟的壓裂防砂技術；降敏采用高溫防膨劑，并優化泵注程序，由注汽過程中伴注改為先期注入，降低注汽壓力的同時降低井口刺漏風險；注氮氣補充地層能量，抑制邊水推進，改善開發效果；優舉上由皮帶機改為螺桿泵，節能降耗，延長生產周期。

通過實施，夏8-308井取得了較好的效果。采用機械防砂、氮氣環空隔熱，并注3萬方氮氣增能，超臨界鍋爐注汽，注汽前注入高溫防膨劑，降低注汽壓力，注汽速度控制在8t∕h，注汽壓力初期13.31MPa，后期壓力穩定在23.5MPa，累計注汽1200t，達到設計要求（1000t）。投產初期日液 20.1t∕d，日油 9.2t∕d，含水54.0%，目前日液5.8t∕d，日油3.2t∕d，含水45.0%，累產油2221t，油汽比1.9。在此基礎上，繼續針對該塊油稠、出砂、層薄、邊底水錐進、水敏及壓力低6個特點的治理工藝技術進行優化，形成了適合該區塊的FNS組合開發技術。

2.2.2 以盤活存量為中心，探索老井重生技術

目前老井非熱采完井方式，不能熱采；且老井開采原是氣、液混合流，低液低產，含水較高，老井有61%的井日液＜10t∕d，52%的井日油＜1t∕d，且有67%的井含水在80%以上。針對上述問題，采取以下措施。

一是精準施策，做實存量。針對油稠的問題，進行稠油冷采降粘劑的研究與應用，進行室內實驗評價，找到適合該區的配方體系。充分體現“一井一案”的原則，針對每口井粘度、含水及供液能力的不同，均取樣做配伍實驗，選取合理的藥劑濃度及注入量[2]。該技術可以不動管柱，減少作業費用。二是三線四區，做優存量。針對三線四區無效區和邊際區的井，事前算贏，先算后干。按照潛力先大后小的原則，綜合考慮存量潛力、粘度及滲透率，分步實施。三是一井一策，做大存量。充分考慮每口井的開發狀況，有順序、有取舍，在不同區域、不同類型井均開展試驗。

優選2口潛力較大、滲透率較高、粘度較低的井開展實驗，并在高含水井夏8-18采用堵水+降粘結合的措施，措施實施后，夏8-18井日油由措施前的0.2噸∕天提高至目前的1.3噸∕天，已累計增油640 噸。通過效益評價，實施的2 口井在目前油價下都有效益，增加利潤113.4萬元。

3 應用效果

2015 年以來共實施蒸汽吞吐新井5 井次，單井日油3.0 噸∕天，累產油量6060 噸，噸油操作成本995 元∕噸，增加利潤767.6萬元。老井實施自擴散體系吞吐11井次，其中有效10口井，無效1口井，措施有效率90.9%，平均單井累增油775噸；平均單井日增油1.0 噸∕天，噸油操作成本880 元∕噸，增加利潤1394.6萬元。

實施以來，熱采井與化學吞吐冷采井產量逐年上升，有效控制了夏8塊產能的下降，sec儲量由2015年的1.5萬噸上升到2.0 萬噸，桶油操作成本由51.91$∕bbl 下降到 44.71$∕bbl，實現了SEC儲量的增加和操作成本的降低。

4 結語

（1）在前期先導試驗的基礎上，結合夏8 塊開發特點，通過優化完善儲層改造規模、油層處理方式、注汽參數優化、舉升方式轉變等措施，形成了一套適用于夏8 塊特點的FNS 熱采配套工藝。

（2）稠油自擴散降粘體系，通過“精準施策”，針對性進行室內實驗評價，找到了適合該地區的配方體系，并采用“三線四區”、“一井一策”，不斷探索嘗試，轉變思路擴大規模，形成了一套適用于夏8塊特點的自擴散降粘體系。

（3）從邊際敏感稠油油藏特點和開發難點出發，創新形成了邊際敏感稠油油藏效益開發模式管理體系，提高了油田開發質量和效益，在同行業中處于領先水平，有著重要的經濟和社會意義，可作為低成本開發技術在同類型油藏推廣和應用。