欢17兴隆台稠油吞吐中后期综合治理技术

摘 要：针对欢17块兴隆台油层蒸汽吞吐后期的地层压力降低，注汽效果变差，含水上升加快，停产井增多，产量递减加快等不利形势下。通过精细油藏描述工作开展研究，锦89块重建井网结构，实现次级断块二次开发；通过开展油井停产规律及储量动用状况的研究，进行停产井复产工作；通过加强动态监测，采用分层注汽提高注汽效果；采用先进的采油工艺和科学化管理实现增产增效。通过以上综合配套措施，使区块保持稳产增产。在区块开发30年后，实现2010、2011连续两年增产。区块各项开发指标提高，使稠油老区块在吞吐开发后期焕发新的生机。

关键词：稠油藏 蒸汽吞吐 中后期 高产稳产 配套技术

一、油藏基本情况

欢17块兴隆台油层位于欢喜岭油田的西南部。含油面积2.3Km2，地质储量841×104t。断块内共发育12条四级断层，共有17个储量计算单元，开发目的层为S1-S2的兴隆台油层，油层平均有效厚度20.8m。欢17块兴隆台油层1979年采用400―500m基础井网干抽投产，1982年将原井网加密成200m井距。1984年进行蒸汽吞吐采油试验，取得好效果。1989年将200m井距井网加密为141m井网。2000年―2004年完善井网，采用71-100井网开发。经过30年的开发到2014年2月，投产各类井169口，开井118口，日产液1609t/d，日产油175t/d，综合含水89.1%，累产油372.90×104t，累产水946.45×104m3，累注汽540.18×104t。采出程度44.3%，地层压力2.1Mpa。

二、区块吞吐开发中后期存在问题

目前区块处于吞吐开发中后期，从近几年各项开发指标可以看出来，并且开发后期的各种问题也表现的越来越严重。主要表现在：

1.常规吞吐周期轮次高，周期油汽比逐渐降低，吞吐效果变差

欢17块截止目前已投入开发33年，已进入高周期、高含水，低油汽比的吞吐开发后期，目前全块油井平均处11.9周期，老井周期油汽比一般在0.1-0.3左右，常规吞吐采油经济效益明显变差。

2.生产井井况差

随着开发时间的延长，吞吐轮次的增加，井况差的问题越来越严重，目前停产井64口，由于井况差停产21口，高含水停产19口，低产低压停产24口井。

3.地层压力明显下降，地层能量降低

本块原始地层压力11.7MPa，总体上地层压力呈下降趋势，2012年地层压力下降到2.1MPa，地层压力下降严重。

4.进攻性措施减少，措施有效率降低

区块补层、堵水、大修、侧钻等几项进攻性措施效果逐渐变差，原因主要是随着区块开采进入后期，可补层数变少，采出程度越来越高，可采储量变少，剩余油难以挖掘。

三、稠油吞吐区块开发后期增产稳产配套技术

1.重建井网结构，次级断块二次开发技术

锦89块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段第一断阶带上的欢17块兴隆台油层的东部，截止到2008年底，区块开发存在以下三个问题：1、水淹严重；2、采出程度高但平面上采出状况差异大；3、西部存在空白区。2009年-2012年通过精细地质研究，在已动用区域和西部空白区域重新建立100m井网的开发体系，部署直井8口，水平井1口，到目前投产的9口井初期日产油106.5t，累积增产原油5.5×104t。

通过现场实施锦89块兴隆台油层取得了较好的二次开发效果，是老油田重建井网模型，实现选择性开发的典型区块。对同类油藏的二次开发具有一定的借鉴意义。

2.侧钻、大修、分注等手段恢复长停井产能技术

欢17断块由于热采导致套管反复的热胀冷缩，吞吐进入中后期，每年有5%的油井因井况变差而停产，同时有5%的油井由于水淹、低产低压等原因而停产。恢复长停井产能工作成为区块治理工作的当务之急。

2.1侧钻技术治理停产井，效果显著。

侧钻技术是二十世纪九十年代初发展起来的一项恢复油井产能的新技术，是指从原井眼油层顶界以上的某一深度处开窗定向另钻一新井眼。侧钻技术不仅用于套坏井，还可用于高含水、低效益好套管井的挖潜，

2.2合理运用大修技术复产各类长停井。

停产井停产原因复杂，针对不同原因的停产井合理运用大修技术。套管轻微则采用涨管修套技术。套管破裂导致出砂或者物性差而自己出砂的井，采用磨钻下防砂管技术。因套管错断或者严重变形的停产井，可以实施大修换井底技术。

2.3合理分层系注汽是恢复停产井，挖掘油层潜力的重要手段。

稠油井因各种原因而多层系开发，由于各层系物性差异，导致注汽不均，开采差异较大。可采用分层注汽，单层注汽等手段，提高区块采收率。

3.综合运用各类地质措施，提高区块开发效果。

在提高区块产量，挖掘层间潜力方面，有针对性地合理运用地质措施是挖掘区块潜力的最有力手段，也是最常规的最不能缺少的手段。常规地质措施为区块的增产、稳产提供了最有力的保证。

4. 利用监测资料及工艺技术提高储量动用程度

4.1 充分利用监测资料，保证各类措施的效果

由于监测技术的进步，我们可运用的监测资料也越来越多，自2000年以来，欢17块，实施环空找水22井次，测试注汽剖面19井次，碳氧比测试9井次，中子寿命7井次。直接、间接运用各类监测资料，实施堵水、补层、分层注汽等各类措施113井次，累增油4.6×104t，平均单井节汽284m3。

4.2机械和化学堵水实现控水增油

针对高含水井，具有隔层条件的高含水井及时采取了机械堵水措施，对隔层条件差的井则采取化学堵水措施。

四、结论

1. 欢17块兴隆台油层自开发以来不断深化油藏研究，适时重建井网结构，次级断块实现二次开发，确保了持续高产稳产。

2.吞吐开发后期。利用各类措施方法提高停产井复产数量，是保持区块稳产的有力手段。

3.合理运用常规地质措施不仅是开发初中期的上产手段，在区块开发后期也是区块稳产、增产的最佳方法。

4. 吞吐后期应把油层动用状况和剩余油分布列为油藏动态监测的主要内容，以便建立准确而直观的剩余油分布模型，为提高吞吐采收率打下坚实的资源基础。

5. 吞吐后期面临水淹和井况变差，影响吞吐效果的严峻局面，必须不断的采用先进的钻采工艺技术，实现控水增油。

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