稠油吞吐开发末期稳产技术研究与应用

樊瑞

摘要：吞吐稠油区块开发初期主要通过井网加密、扩边调整、蒸汽吞吐等技术实现上产，产量快速递减后，针对吞吐开发末期的实际，强化基础研究及配套技术应用，规模实施蒸汽驱、推广复合吞吐、深化难采动用、细化分层开发等技术，实现区块持续稳产。

关键词：稠油油藏;吞吐后期;难采动用;分层开发

1 油田基本情况

洼38块为深层特稠油油藏，含油面积8.9km，地质储量3224×10t，开发目的层自下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段，油藏埋深-1160m～-1490m，三套含油层系继承发育，但特征各异，沙三段为水下扇沉积、东三和东二段为扇三角洲前缘沉积，储层物性好，非均质性弱，油藏类型分别为厚层块状纯油藏、层状边水油藏、层状边水气顶油藏，油层厚度20-145m，原油粘度3500-50000mPa·s。自1991年以蒸汽吞吐方式投入开发，高峰期后产量快速递减，目前处于吞吐开发末期。

2 目前存在的主要问题

随着蒸汽吞吐轮次的增加，主力吞吐区块东三、沙三段处于吞吐开发末期，可采储量采出程度96.8%，平均吞吐13.5轮，其中15轮以上油井占比达到60%，普遍存在周期递减大、高含水、低压低产、低开井率、低油汽比、油井出砂等问题，吞吐油汽比0.2，地层压力2.3-3.1Mpa，开发效果逐渐变差，稳产难度逐年增大。

3 稳产技术研究与应用

针对洼38块各开发层系的特点，有序开展油藏描述、剩余油评价、热采驱油机理等三项基础研究工作，形成了针对性、适应性强的稳产技术。

3.1 吞吐末期优化注汽技术

蒸汽吞吐是注入高温高压蒸汽加热降粘，消耗地层能量的开采方式。按照四优选、三优化原则，围绕“选区、选井、选层、选方式”，通过优化“注汽位置、注汽层段、注入介质”的组合，强化注汽运行，改善吞吐效果。主要针对高油汽比、高回采水率的边水稠油油藏水平井实施选点注汽，以液帶油，提高注汽干度，扩大加热范围;针对高油汽比、低回采水率的动用程度低区域新井，逐轮提高注汽强度，改善周期效果;针对低油汽比、高回采水率的高轮次吞吐井，采用分选注、非烃气辅助吞吐，改善动用不均、延长周期;针对低油汽比、低回采水率的注汽压力高、油稠、出砂油井，采用高压注汽、组合注汽、压裂防砂、降粘助排等措施。吞吐区域年均实施优化注汽100井次，吞吐油汽比0.3以上，综合递减率5%。

3.2 深层特稠油蒸汽驱调控技术

针对油藏埋藏深、原油粘度大等不利条件，坚持“以采为先，以液定注”的理念，形成了深层特稠油蒸汽驱配套技术，蒸汽驱效果持续改善。注汽是核心，保证连续注汽，注汽时率300天以上;针对埋藏深、沿程热损失大，采取99%高干度注汽，井底干度提高15%以上;通过长期生产实践，摸索出合理的注汽速度为110m/d;同时，利用分层注汽、高温调剖等技术改善动用不均，提高波及效率;采油方面按照“抑高扬低”的原则扩大波及体积，控制高产液井，减缓汽窜的同时，开展油井多手段提液，包括吞吐引效、调参、换大泵、加深泵挂、高温泵等，采注比稳定在1.2左右。此外，通过加强蒸汽驱注汽、井口、油藏等关键参数的收集与分析，提高蒸汽驱管理水平。综合调整后，蒸汽驱井组日产油稳中有升，实现综合不递减，汽驱阶段采出程度达到16.5%。

3.3 边水油藏分层开发技术

东二段属薄互层边水普通稠油油藏，受边水侵入、油品性质、投产方式等影响，油井含水上升快、稳产时间短。薄互层边水侵入严重，油水关系复杂，含油饱和度低，具有10%的可动水，油水流度比大，开发初期多采用多层合采方式投产，层间干扰严重。稳产期仅3年，综合含水由50%升至90%以上，开井率由70%降至20%，直井开发后期采油速度0.3%，采出程度6.0%。通过深入分析低速开采原因，重新划分油水系统，深化低含油饱和度油藏特征认识，开展直平组合分层开发：在油层厚度大于6m、采出程度低、水淹程度弱的区域部署水平井;在难以实施水平井的薄层区域开展直井单采挖潜。水平井具有层间干扰小，产液指数高，防砂效果好的特点，在边水活跃单元，远离边水部署，延缓水淹速度;在弱边水单元，部署在构造低部位，利用边水补充能量。同时利用侧钻水平井代替水平井，保证产能，降低投资。分层开发后东二段产量翻番，采油速度由0.3%升至0.6%，油藏开发效果大幅改善。

3.4 特稠油难采储量动用技术

洼38块难动用储量513万吨，由于出砂严重、原油粘度大、注汽压力高、吞吐效果差、动用程度低，开井率仅24.5%，评价动用前日产油16吨，采出程度4.3%;为了缓解出砂、降低地层压力，成功实施5口水平井，在此基础上，由通过压防+筛管复合防砂成功复产5口直井。井震结合对各单砂体开展追踪，落实了各单砂体及其储层物性展布，明确了岩性粒度细、泥质含量高、原油粘度大是导致区块开发停滞的主要原因;重点强化了油井周期生产特点及剩余油分布规律研究，提出了以油井产能、吞吐周期、出砂及防砂效果、动用状况、油藏压力等特征分析为主的难动用储量开发动态评价方法。针对难采区块储层分布零散且厚度差异大的特点，综合考虑井网的储量控制程度及后期开发方式转换调整，在叠加厚度大于15米区域整体实施直井加密调整;对叠加厚度小、主力砂体发育区域实施水平井挖潜;按照100×100m井距、正方形井网开展井网规划。配套应用复合防砂、高压注汽、组合注汽、解堵增排等技术，单井效果改善，区块采油速度提高8.6倍，实现难采区整体有效动用。

4 结论与认识

（1）根据油井生产特点有针对性的开展分类及注汽优化，有效改善吞吐效果;

（2）针对油藏埋藏深、原油粘度大的Ⅱ类储量蒸汽驱，可通过注采综合调控提高油汽比;

（3）直平组合分层开发可有效缓解薄互层边水稠油油藏含水上升，改善开发效果;

（4）合理的井网规划、相关配套技术的应用，能够实现难采储量的有效动用。

参考文献：

[1] 毕文亮.稠油吞吐后期改善吞吐效果研究[D].中国地质大学（北京）.2003年.

[2] 张弦.中深层稠油油藏改善蒸汽驱效果技术及其机理研究[D].东北石油大学，2011年.

[3] 杨晓培.河南油区稠油油藏水平井开发技术[J].油气地质与采收率，2012，19（2）：72-74.