稠油小断块开发后期改善开发效果研究

摘要：本文从地质特征认识入手，开展了精细油藏描述。根据地质综合评价，明确注汽效果差主要影响因素。同时在油藏开发效果评价，剩余油分布规律研究基础上，结合注汽参数优化、压裂改造、酸化解堵降压注汽等相关采油工艺配套技术研究，针对性提出整体二次开发方案与技术保障措施。

关键词：低速难采 压裂 注汽参数 酸化解堵

1 区块概况

高21块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡北端高二三区东部断阶带，开发目的层为莲花油层，油藏埋深-1500m～-1785m，动用含油面积1.11km2，石油地质储量492×104t，储层为近岸水下扇浊积砂体系，为一块状砂岩稠油藏。

2 开发效果评价

高21块主要经历了2个开发阶段：常规开采阶段（1979年2月—1985年4月），蒸汽吞吐开采阶段（1985年5月—目前）。

2.1 常规开采效果评价

高21块油井产量一般常规下日产油在5-8t/d。2004年底投产油井高3-7-65未注汽常规生产，日产油2.9t/d，生产时间3个月。

2.2 蒸汽吞吐效果评价

受储层埋藏深、物性差、粘土含量高等因素制约，低速难采区块吞吐开采普遍存在注汽压力高、干度低、注汽质量差、注汽注不进问题，整体吞吐效果差。该块吞吐注汽首轮效果较差，第二、三轮效果较好，之后周期产油及油汽比随吞吐轮次增加下降。该块储层岩石相对水湿几乎大于70%，表现为强亲水或亲水。加之高升油田低速难采区块泥质含量偏高，所以低轮次周期产水量、回采水率均较低。

2.3 开发存在主要问题

①油层物性差，非均质性强，动用困难

高21块油层物性较差，原主力开采层因油层薄、层数多、非均质性强，纵向吸汽不均，各小层动用程度严重不均，且动用程度低。

③油井利用率低，开发效果差，预计达不到标定采收率

2006年二次开发前，区块共有油井22口，开井8口，日产油仅6t，采油速度0.04%，累产油8.63×104t，采出程度1.74%，可采储量采出程度13.2%，区块濒临废弃。

3 改善开发效果研究

3.1 油藏地质特征研究

3.1.1 构造特征

断层情况：高21块内共发育大小断层6条，按其断层走向可分为三组：即北东向或北东东向、北北东向及北西向三组断层，其中，北东向或北东东向断层为主要断层，北北东向及北西向断层为次要断层，区内断层性质均为正断层。

构造形态：高21块有两个构造高点，分别在高21北块高3-7-9井附近和高21中块高21井附近，由此地层向北东、东南、南西三个方向倾没。

3.1.2 沉积特征

沙三下莲花油层是高升地区主要含油层系，对该套储层沉积相模式已有了较深刻的认识。高21块只是开发老区向东延伸地区，是水下扇浊积砂体近源近岸部分。

3.1.3 砂体含油性特征

高21块L3-1小砂体组含油饱和度北东向好，南西向逐渐变差；好油层不发育，普遍低于2米；L3-2小砂体组块内次一级的近南北断层附近由于砂体歼灭，不发育油层，在此断层上盘南西向含油性好，下盘东北向含油性好；L3-3小砂体组含油性偏差； L4-1小砂体组油层主要发育在东部及南西方向；L4-2小砂体组油层在块内次一级的近南北断层的下盘普遍较发育，而在下盘，油层普遍不发育；L4-3小砂体组在砂体发育部位，含油性相对也较好，油层厚度最大；L5-1小砂体组好油层主要分布在北东向；L5-2小砂体组在砂体发育部位普遍发育油层；L5-3小砂体组含油性普遍较好。

3.2 压裂工艺与储层适应性研究

高21块储层物性较差，是影响开发效果的内在因素，也是关键因素。对油层进行压裂改造，在改善油层物性的基础上进行注汽，实现注够汽、注好汽，是油井复产增产的重要措施。

为提高压裂效果，在压裂施工之前，结合油层的特点，对压裂液的用量、注入速度、类型、支撑剂的类型、砂比等几个方面都做了认真的论证：

（1）在压裂液用量及注入速度上，采用短时间注入大剂量的方法，对近井地带油层制造宽、深的大裂缝，来充分改造油层物性、解除近井地带泥浆污染；

（2）在压裂液类型上，采用冻胶代替通常用的高温压裂液，来达到破胶快、返排快的目的，尽量减少压裂液对地层的伤害；

（3）在支撑剂的类型上，选用高强度耐压陶粒代替通常用的石英砂，来达到新造裂缝不变形、高温热采不变质的目的；

（4）在砂比方面，采用大砂比，从通常用的20-25%提高到30%，来达到裂缝填砂充分，从而起到较好压裂效果的目的。

3.3 酸化技术研究

由于钻井液与固体颗粒侵入，造成储层污染伤害。同时在蒸汽吞吐开发过程中，蒙脱石等粘土矿物遇注入蒸汽冷凝水膨胀和分散运移引起水敏伤害，储层孔隙度和渗透率急剧下降，使油井减产甚至吞吐后不出。另外在修井和日常洗井等维护性作业过程中，产生的固体颗粒进入地层，造成固体颗粒堵塞；洗井液、注入水等外来流体与地层不配伍，漏失地层造成“液堵”、结垢伤害，使近井地带储层渗透率明显下降，油井减产。

针对这些问题，首先采用合适的酸液解除储层伤害，恢复储层渗透率；其次采用酸液溶解储层矿物，提高近井地带的储层渗流能力，使地层原油流动性增强，达到增产的目的。

3.4 注汽参数优化研究

3.4.1 注汽压力

高升油田高21块吸汽能力差，除了储层本身物性外，地层压力高也是一个主要原因，高21块原始地层压力平均为17.8MPa，目前地层压力在12MPa左右。在目前地层条件下，要保证注汽速度和一定的注汽量，在实施粘土防膨措施的同时，为保证有足够的注汽压力。确定以高压注汽为主，采用高压锅炉注汽。

3.4.2 注汽速度

注汽速度对开发效果影响主要表现在：低速注汽时，地面、井筒的热损失大，热利用率低，反之则热利用率高。鉴于高压注汽锅炉排量较低的情况，在采用高压注汽锅炉的注汽的情况下，要尽可能的提高注汽速度，从而减少井筒热损失，保证注汽干度。

3.4.3 注汽干度

注汽干度越大、温度高的蒸汽热焓高，降粘效果好。为此，在锅炉出口安装了汽水分离器，把分离器出口蒸汽干度提高到90%以上；同时完善了地面注汽管线的保温工作，采用球硅复合防腐保温材料代替以往的岩棉保温，其导热系数小于0.12W/m·℃，使管线热损失降低了10%以上，既避免了岩棉下沉发生脱落，又解决了瓦块式的热桥散热问题，从而大大提高井口蒸汽干度。

3.4.4 注汽强度

针对具体的油藏要有一个合适的注汽强度，对于薄层油藏强度可以稍大一些，对于较厚油层强度可稍小一点。根据高升油田主力区块高3块吞吐经验，确定难采储量注汽强度第一周期在60m3/m比较合适，注汽量不易过大或过小。

4 措施挖潜实施情况及效果

在充分论证的情况下，难采储量区块利用上述研究成果共实施侧钻注汽、调补层压裂注汽、酸化注汽、高压注汽等油井各类措施72井次，有效60井次，措施有效率83.3%。合计累增油2.1041×104t，平均单井年增油351t（表1）。

5 结论及建议

（1）高21块通过精细油藏及相应配套工艺技术研究，制定针对性的开发调整措施，增油效果显著，区块采油速度明显提高，开发效果明显改善。不但盘活了资产，对其它同类型油田开发调整也具有指导意义。

（2）高升油田高二、三区平均油层物性较好，但仍应分区块、分砂体、分层系分别对待，对物性较差的油层压裂改造后再注汽的方法是可行的。

（3）在针对油藏自身敏感性伤害的基础上，筛选出与其相适应的压裂、酸化技术，进行油藏改造，可以解除油井近井地带污染堵塞，恢复和提高储层渗透率，降低了注汽压力，提高了油井产能。

参考文献

[1] 柴利文等，高21块难采储量二次开发研究与实践[J].石油地质与工程，2011.

[2] 孙金浩等，高21、3-6-24块油藏评价方法研究[J].国外测井技术，2008.

作者简介：全聪聪（1986-），女，从事油田开发研究工作。