边际敏感稠油油藏提质增效技术探索

2020-01-13马彦风胜利油田勘探开发研究院山东东营257000

化工管理 2020年8期

马彦风（胜利油田勘探开发研究院，山东东营257000）

近年来，随着油价的持续低迷，对油田开发生产经营带来严重的困境，低油价给稠油带来了更大挑战[1]。针对边际稠油高耗能、高开发成本等生产经营压力问题，不断开拓思路，探索和发展低成本开发技术系列，努力寻找边际敏感稠油开发中新的效益增长点，提升稠油井开发整体系统效率，实现边际敏感稠油生产井低成本开发，并取得了良好的实践效果。

1 研究区概况

研究区域夏8 块构造上处于惠民凹陷中央隆起带东段。该块渗透率1531×10-3μm2，孔隙度34.1%，为三角洲前缘亚相沉积，是一高孔高渗透顶气边水层状稠油油藏，含油面积5.75km2，原油地质储量527.9×104t。该块油藏具有“稠、砂、薄、水、敏、低”等特点，开发上处于中高含水（87.5%）、低采油速度（0.29%）、低采出程度（10.0%），经营上处于低油价、高操作成本（吨油操作成本1375元∕吨）阶段，开发效较差。

2 提质增效潜力及主要做法

2.1 提质增效潜力

2.1.1 单井控制储量大，储量动用程度低

夏 8 块整体井网密度 6.8 口∕km2，单井控制储量 13.5×104t，整体采出程度仅10.0%，仅采出可采储量的54.5%。通过计算剩余可采储量，平均单井剩余可采储量1.1×104t。

2.1.2 剩余油普遍分布，局部富集

通过开发动态分析，定性重新认识剩余油分布，认为剩余油还是普遍分布。在厚度大、发育好的东北、西南区域，采出状况较好，厚度小、发育较差的西北，东南区域，采出状况较差。目前井距300-400米，理论计算极限动用井距为170米，仅为目前井距的48.6%，在目前井网下储量动用程度较差。监测资料也表明，井间剩余油还是比较富集的，例如，夏8-204井2014年过套管电阻率测井成果图表明，层内顶部剩余油饱和度42.2%，底部剩余油饱和度30.2%，顶部高于底部。

通过数模研究，定量重识剩余油分布，平面上：在靠近断层、远离边水、井间剩余油相对较高，剩余油饱和度53.0%左右；纵向上：油层顶部剩余油饱和度较高，为58.0%左右，底部剩余油饱和度较低，为38.0%左右，底部明显水侵。从2015 年钻遇新井（夏8-308）情况看，井间含油饱和度较高，油层顶部剩余油饱和度较高，达67.0%，底部剩余油饱和度较低，为18.7%。

2.2 提质增效主要做法

2.2.1 以盘活增量为中心，探索新井新生技术

一是广泛调研，优化开发方式。针对油稠、水进的特性开展防水和降粘技术的调研论证。按照胜利油田稠油蒸汽吞吐筛选的标准，该块符合胜利油田甲-1普通稠油蒸汽吞吐筛选标准。该块原油对温度的敏感性较强，原油粘度随着温度的升高而降低，温度每升高10oC，原油粘度降低近一半，因此采用注蒸汽热采更合适。同时，通过调研，目前增能抑水比较成熟的是注氮气，因此建议采用注氮气的方式改善开发效果。

二是精细开发，优化新井设计。全区重新对比小层，精细研究隔夹层，落实隔夹层分布，采用水平井+直井联合布井方式，最大程度的盘活储量，无有效物性夹层及隔层的区域，以水平井为主；发育2个比较明显的物性夹层区域，水平井难动用韵律段，以定向井为主。在井型优化的基础上，对井位进行优化论证，油水边界附近油层有效厚度一般6～8m，为减缓水侵，在距内油水边界200m 以上区域布井，新井与老井距离100m 以上。水平井距顶1.5-2m，水平段长度优化为100-150m。

三是系统组合，优化配套工艺。首先，针对治稠、防砂、降敏、抑水、补能量、优举等方面分别进行优化。治稠采用蒸汽吞吐方式，并针对注汽压力高的问题，由亚临界锅炉转为超临界锅炉，实现了高压力下连续注汽；防砂主要采用目前比较成熟的压裂防砂技术；降敏采用高温防膨剂，并优化泵注程序，由注汽过程中伴注改为先期注入，降低注汽压力的同时降低井口刺漏风险；注氮气补充地层能量，抑制边水推进，改善开发效果；优举上由皮带机改为螺杆泵，节能降耗，延长生产周期。

通过实施，夏8-308井取得了较好的效果。采用机械防砂、氮气环空隔热，并注3万方氮气增能，超临界锅炉注汽，注汽前注入高温防膨剂，降低注汽压力，注汽速度控制在8t∕h，注汽压力初期13.31MPa，后期压力稳定在23.5MPa，累计注汽1200t，达到设计要求（1000t）。投产初期日液 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%，累产油2221t，油汽比1.9。在此基础上，继续针对该块油稠、出砂、层薄、边底水锥进、水敏及压力低6个特点的治理工艺技术进行优化，形成了适合该区块的FNS组合开发技术。

2.2.2 以盘活存量为中心，探索老井重生技术

目前老井非热采完井方式，不能热采；且老井开采原是气、液混合流，低液低产，含水较高，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。针对上述问题，采取以下措施。

一是精准施策，做实存量。针对油稠的问题，进行稠油冷采降粘剂的研究与应用，进行室内实验评价，找到适合该区的配方体系。充分体现“一井一案”的原则，针对每口井粘度、含水及供液能力的不同，均取样做配伍实验，选取合理的药剂浓度及注入量[2]。该技术可以不动管柱，减少作业费用。二是三线四区，做优存量。针对三线四区无效区和边际区的井，事前算赢，先算后干。按照潜力先大后小的原则，综合考虑存量潜力、粘度及渗透率，分步实施。三是一井一策，做大存量。充分考虑每口井的开发状况，有顺序、有取舍，在不同区域、不同类型井均开展试验。

优选2口潜力较大、渗透率较高、粘度较低的井开展实验，并在高含水井夏8-18采用堵水+降粘结合的措施，措施实施后，夏8-18井日油由措施前的0.2吨∕天提高至目前的1.3吨∕天，已累计增油640 吨。通过效益评价，实施的2 口井在目前油价下都有效益，增加利润113.4万元。

3 应用效果

2015 年以来共实施蒸汽吞吐新井5 井次，单井日油3.0 吨∕天，累产油量6060 吨，吨油操作成本995 元∕吨，增加利润767.6万元。老井实施自扩散体系吞吐11井次，其中有效10口井，无效1口井，措施有效率90.9%，平均单井累增油775吨；平均单井日增油1.0 吨∕天，吨油操作成本880 元∕吨，增加利润1394.6万元。

实施以来，热采井与化学吞吐冷采井产量逐年上升，有效控制了夏8块产能的下降，sec储量由2015年的1.5万吨上升到2.0 万吨，桶油操作成本由51.91$∕bbl 下降到 44.71$∕bbl，实现了SEC储量的增加和操作成本的降低。