改善低速难采区块开发效果研究

摘要：A块为某油田低速难采区块之一，主要采取蒸汽吞吐开发方式，因油藏埋藏深、储层物性差、原油粘度高等原因导致常规注汽压力高、干度低、效果差，蒸汽吞吐开采“注不进、采不出”，多数油井关井或改捞油生产，区块一直处于低速难采状态。通过开展油藏地质特征再认识以及以及压裂改造、粘土防膨、酸化解堵降压注汽、注汽参数优化等相关采油工艺配套技术研究，区块开发效果明显改善，实现了难采储量有效动用。

关键词：开发效果；

中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：

A块地理上位于某省台安县境内，构造上处于辽河西部凹陷西斜坡北端某油田莲花油层鼻状构造北端。上报探明含油面积1.5km2，石油地质储量767×104t。于1987年投入开发，主要层系为下第三系沙河街组三段莲花油层Ⅴ、Ⅵ砂岩组。储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩，油层物性较好，平均孔隙度23%，平均渗透率1138×10-3μm2。碳酸岩含量极少。粒度中值为0.44mm，但分选较差，平均分选系数为1.94。为近物源浊流砂体沉积的特征。Ⅴ砂体储层以砂砾岩为主，Ⅵ砂体储层以砂砾岩为主。A块为纯油藏，油层埋深1600～1850m，油层分布主要受砂体分布控制，向西部尖灭，东部被断层遮挡，北部认识较浅，为一岩性～构造油藏。油层的展布沿长轴呈北东向，区块主体部位较厚，向东西两侧变薄。

1开发现状及存在问题

1.1开发历程

按开发方式划分，A块可分为两个开发阶段：即常规开采和蒸汽吞吐开采阶段，目前为吞吐开采阶段。

1.1.1常规采油阶段（1987年6月～1988年7月）

A块于1987年按210m井网依靠天然能量进行常规采油，采用泵下掺油生产，初期平均单井日产油量12.7t，至1988年7月共投产17口井，开井7口，常规阶段产油量3.8406×104t，采油速度0.51%，采出程度0.5%，阶段末油层压力14.2MPA。

1.1.2 蒸汽吞吐采油阶段（1988年8月～1998年9月）

（1）1988年8月～1998年9月。1988年8月，A块按《辽河油田稠油热采开发方案》开始蒸汽吞吐开发。至1998年9月蒸汽吞吐有效期结束，共吞吐23口井、74井次，平均单井吞吐轮次4.9轮，累计注汽22.0693×104t，阶段产油13.9057×104t，阶段产水3.7228×104m3，阶段采出程度1.81%，吞吐油汽比0.63，阶段回采水率16.9%。

（2）1998年10月～2005年12月。由于吞吐效果较差，1998年10月后该块不再进行蒸汽吞吐开采，2003年12月全块转为捞油生产。

（3）2006年1月～目前。通过老井恢复和新井投产，采取压裂改造和高压注汽提高区块储量动用阶段。

1.2 开发现状

截止2012年12月，A块共有油井35口，开井26口，日产液252t，日产油64t，综合含水74.5%，年产油2.0462×104t，年注汽6.5509×104t，年油汽比0.31。累积产油34.6576×104t，累积产水22.8102×104m3，累积注汽25.9523×104t，累计油汽比1.34，累计采注比0.79，采油速度仅为0.27%，采出程度4.43%。

1.3 开发过程中存在的问题

从区块1987年投入全面开发的开发历程来看，除初期上产阶段依靠投产新井区块日产油达到100t以后，区块产量一路下滑，到1989年就已掉到90t以下，经过10年的开发至1998年底，区块日产油只有10t左右，采油速度仅在0.1%左右。到目前经过近二十几年的开发，采出程度仅为4.5%。

1.3.1 平面、纵向上油井产能差异大，储量动用程度差异大

从区块投产的23口老井的情况看，产能高的井主要集中在以A24、A022和高A023井所围成的区域内，其它部位投产的井效果较差。整体的分布情况就是中西部油井产能高，其它部位产能低或不出。在高产区的石油地质储量约200×104t，采出程度近10%。从已投产的23口老井生产的层位看，有14口井单采Ⅴ砂体，累计产油量大于1×104t的井有6口，最高的达3.2×104t；累计产油量大于3000t的有3口。莲花油层Ⅴ、Ⅵ砂体合采的井有5口，有2口产量在1×104t以上，最早投产的A24井，累计产油达5.4×104t。而单采Ⅵ砂体的井只有一口累计产油达到5200t，其它均在1000t以下。这些井投产后的产量情况表明，Ⅴ砂体油井常规投产，产能高，储量动用程度较好；Ⅵ砂体油井常规投产效果极差，储量动用程度差。2006年完钻的高3-6-0205井RFT测试资料表明，Ⅴ砂体油层压力系数为0.6，Ⅵ砂体油层的压力系数为0.8，也说明Ⅴ砂体储量动用程度好于Ⅵ砂体。

1.3.2 蒸汽吞吐注汽压力高、干度低

区块注汽压力统计数据表明，随着吞吐轮次的增加，注汽压力不仅没有下降，反而呈现出上升趋势，部分油井因注不进、采不出而被迫关井。另外，还与钻井影响及储层粘土矿物含量较高密切相关。注汽压力居高不下，焖井时压力扩散差，加热半径小，势必影响周期生产效果。区块井口注汽压力较高（19MPA左右），例如A0255井，从高温四参数变化来看，井筒内5-750m温度、压力呈上升趋势，蒸汽干度降落较快，750.0-800.0m温度骤然下降，在此井段内蒸汽干度降至零，800.0m以下井段（包括油层段）全部处于高温热水之中。

1.3.3 汽窜

A块汽窜现象较为严重，蒸汽吞吐过程中由于油藏地质条件及流体性质的影响，引发蒸汽运移过程中的窜流。蒸汽窜流的主要原因有：油藏地质条件（非均质性、隔夹层遮挡性能等）、流体性质（粘度差、密度差等）。其中井间高渗透条件可能在高速高压注汽过程中形成微裂缝，成为蒸汽窜流的通道；蒸汽吞吐降压开采形成的单井点不均衡的地下亏空和压力区，亏空大、地层压力低的单井点是高压高速注入蒸汽的窜流方向。该块共有汽窜井15口，其中单窜井10口， 互窜井5口，平均单井影响产量365t。

2改善区块开发效果的主要做法

2.1 完善井网，边部低产井、捞油井、停产井在储层改造基础上少注快采

针对边部油井注汽压力高，干度低注不进、多数油井处于长停关井、低产、捞油等状态，结合酸、压改造技术，采用注采一次管柱等措施，少注快采。低产井改造1口，复产长停井2口、捞油井改油井8口，日增油13.9t，累增油3763t。例如A36255为A块边部低产井，压力高，干度低，注不进。针对这种情况对该井实施补层压裂改造技术，采用注采一次管柱等措施，少注快采，注汽参数明显变好，注汽效果明显提高，峰值由原来的日产油2.0增加到5.6t，见表1。

表1A255井注汽指标统计表

2.2 应用酸化、压裂、防膨、解堵、添加剂等技术，改善难采油井吞吐效果

对A块难动油井开展降压注汽，从注汽参数对比柱状图来看，压力有所下降，干度有所上升 ，注汽参数明显变好。在统计的6口井里，单井平均压力降低了1.22，单井平均干度提高了56.18。截至2012年底，11口难动油井累计产油4307t。例如难采油井高3-7-K26井前两轮注汽压力较高，注汽干度较低，从而影响了注汽效果。针对这种情况后两轮对该井实施了酸化注汽，注汽参数明显变好，注汽效果也明显提高。

2.3 合采井分层注汽，提高L6砂体储量动用程度

在A块的油井中有13口井为5、6砂体合采井，为了提高6砂体的注汽效果，提高6砂体的动用程度，我们对合采井实施分层注汽。典型井为A252井，先对下层实施注汽，达到设计注汽量后，再对上层实施注汽，从该井采油曲线可以看出本轮（分注合采）注汽效果明显好于上轮。

2.4 实施同注同采，减少汽窜现象

A块通过压裂结合高压注汽虽使该块L5砂体低速难采储量得到有效动用，但压裂后注汽过程中汽窜问题日益加剧，针对这种情况，对A0215井与A0222井、A222井与A224井两组井实施了同注同采，来防止汽窜现象发生。A0215井与A0222井存在着汽窜通道，有汽窜史，严重的影响了A0222井的正常生产。针对这种情况我们对A0215井的10轮注汽与A0222井的5轮注汽实施了同注同采，有效地防止了汽窜现象，保证了A0222井的正常生产。

3结论及建议

通过上述措施，A块特别是难采区块开发效果明显改善。

（1）开井数明显增加，由原来的25口增加到31口 ，复产长停井2 口， 低产井改造1口，捞油井改油井8口。

（2）难采区块的油井注汽压力平均单井降低了1.22，注汽干度平均单井升高了56.18，大大的提高了蒸汽吞吐效果。

（3）区块目前产量与去年同期对比，日产液上升了90t，日产油上升了14t，采油速度提高了0.07。 为使区块合理有效开发，继续开展难采井降压注汽配套技术，提高储量动用程度。调整吸气剖面，提高注汽效果。做好新层预防膨工作，应用酸化等技术解决粘土膨胀问题。采取高温调剖、同注同采防止汽窜影响产量。

参考文献：

[1]万仁，罗英俊.采油技术手册（八）—稠油热采工程技术[M].北京：石油工业出版社，1996：12~24.

[2]梁作利.稠油油藏蒸汽驱开发技术[J].特种油气藏，2000，7（2）.