曙1-6-12块开发效果分析

靳庆凯　杨振东　邹洪超

摘 要：曙1-6-12块位于杜229块的东南部，开发目的层为兴隆台油层，自下而上发育兴Ⅴ～Ⅱ组，属超稠油油藏，含油面积0.5km2，原油地质储量222×104t。动用储量130×104t，可采储量20×104t，2003年开始采用100m井距、正方形井网直井蒸汽吞吐开发。通过产能建设实现区块产量快速上产，2005年产量达到最高峰4.3万t，由于没有新井投入，稳产时间短，后期大部分油井出水，进一步加速产量递减。2008年在兴Ⅱ组实施水平井，区块产量保持在0.8万t左右。区块经过多年开发，已经进入蒸汽吞吐末期低速开采阶段，通过精细油藏研究，挖潜油井纵向油层潜力，优选具备射孔潜力的油井实施调层措施进行试采，落实产能

关键词：超稠油;出水;改善效果

1 地质特征

区块共有油井21口，其中水平井4口，直井17口。直井中目前动用1口，停关16口，其中出水停关12口，不出关4口。曙1-6-12块构造上处于曙1-7-012断层的下降盘，东南部和西南部分别以曙1-6-14断层和曙1-6-10断层为界，控制油水分布。兴隆台油层构造形态总体向北东倾伏。曙1-6-12块油层分布受构造控制，兴Ⅰ、Ⅵ组为水层，兴隆台油层总厚度47.5m。兴Ⅳ、Ⅴ组油层主要集中在断块中部，兴Ⅱ、Ⅲ组油层大面积连片分布。

2 存在问题分析

2.1 根据生产层位分析

中部断层以南主要生产兴Ⅲ+Ⅳ组7口井，目前6口井出水，平均吞吐7轮，末周期平均单井产水10652t，回采水率400%，总矿化度2140;主要生产興Ⅱ组3口井，吞吐1轮就全部出水，平均单井产水1915t，回采水率155%，总矿化度2020。4135和4133井主要生产层位于兴Ⅲ+Ⅳ组，结合曙1-6-12块41排油藏剖面图可以看出，油井吞吐5到8轮后，油层降压，边底水侵入，造成油井出水。根据图1和图2初步判断主要生产兴Ⅱ组油井出水原因是断层不封闭，导致层间水通过断层到生产井段被采出。

2.2 根据出水时间顺序分析

因为断层不封闭导致41排油井2005年投产后先出水，之后43排油井在08年后受边底水影响相继出水。从33列剖面可以看出，43-33井受边水影响导致出水;受43-33井影响，邻井43-31和43-29也受影响相继出水。

3 实施效果总结

结合油井纵向上油层潜力，根据油井实际情况针对不同井排实施相应措施。

3.1 对4137#的措施

根据油藏剖面判断目前靠近断层生产兴Ⅱ组均已出水，不能继续动用。生产下部的兴Ⅲ+Ⅳ组只有杜32-41-37井因注汽压力高停关，鉴于首轮生产有一定日产能力（如图5），所以下步先对4137#实施高压锅炉注汽恢复。实施第二轮注汽，压力略有下降1.6MPa，但生产时间短，未明显见油。

3.2 对4331#的措施

43排其他井发育层间水，因此我们选择4331井纯油层实施调层层上返，并对油水同层层位进行试采，证实产能调层后射孔厚度18.4m，9层。首轮注汽1088t，注汽油压11.4MPa，周期生产27天，产油174t，产水248t，油汽比0.16，取得初步效果。首轮试采日产油能力达到12t/d，试采层位具有较好产能。因此进行第二轮注汽于2018年3月6日投产，注汽量2100t，截至目前，第2轮阶段生产186天，平均日产能力为19.94t/d，周期产油1947t，油汽比0.93，效果显著。

3.3 对4531#的措施

45排兴Ⅳ组油层油井未出水，但是杜32-45-31井是因为采出程度高低效停关，下步决定将4531井调层上返生产兴Ⅲ组。调层后射孔厚度23.1m，2层。首轮注汽1652t，注汽压力13.9MPa，油压12.6MPa，排量7t/h，但首轮注汽后转抽后生产效果并未有明显改善。经分析发现是受溢流影响，在第二轮注汽后解决了溢流问题。自8月16日启抽以来成果显著，注汽量2732t，周期生产23天，平均日产能力为13.7t/d，周期产油315t，油汽比0.12。

3.4 下步恢复动用计划

第一批实施措施恢复动用的三口井已初显成效，下步计划如表3，陆续动用以提高该区块的采出程度。

4 经济效益评价

区域累计增油：2385t;计算公式：E=（1-30%）×F

×Q×（P-T-C）-I;目前经济效益：52.5万元

5 结论

①曙1-6-12块作为杜229块的边部断块，构造复杂，油藏主要受构造控制，油水关系复杂;②断块内油井受边底水影响，吞吐压力下降后边底水侵入，造成油井出水;另外一部分油井因采出程度高、注汽压力高等原因停关，造成区块低速开采;③通过精细油藏研究，挖潜油井纵向油层潜力，优选具备射孔潜力的油井实施调层措施进行试采，落实产能;④对于油井大部分停关、处于低速开采阶段的区块，通过油藏研究，通过调层、高压锅炉注汽等措施恢复油井动用，进而提高区块采收率。