论文部分内容阅读
南区东扩边稠油单元位于孤岛油田南区的东部，北部为孤南大断层，与中二区和东区相邻，南部以渤78断层为界，西部与渤64断块相接。单元含油面积2.6Km2，平均有效厚度8.1m，地质储量454×104t，主要含油层系为上馆陶组的Ng1+2～Ng3砂层组，是一套粉细砂岩组成的河流相正韵律沉积储层，为曲流河沉积，压实差，胶结疏松，胶结类型以孔隙式～接触式胶结为主，胶结物主要为泥质。
1南区东稠油开发存在问题
1.1 Ng 1+2油藏地层压降大，套变井数增多
南区东扩Ng 1+2单元地质储量262×104t，油井开井数68口，采出程度28.36%，稠油蒸汽吞吐开采主要属于重力驱动和弹性驱动， 随着生产周期的增加， 近井地带原油不断被采出， 造成近井地带地层压力下降， 蒸汽吞吐进入高周期后， 地层压力已降至原始地层压力的45% ～ 50% 。地层压力的下降，远井地带原油流动困难， 油井的供液能力下降。该单元共有套变井27口占该层段油井总数的40%，常规转周效果变差，严重影响了单元的开发水平。
1.2 Ng 3油藏水侵严重，调剖效果变差
南区东扩Ng 3单元地质储量141×104t，油井开井数26口，采出程度25.56%，受頂部稀油的注入水以及底部边底水的双重影响，储层纵向上自下而上水淹，平面上由边部向内部不断侵入。目前含水大于90%的高含水井储量和井数占稠油的40%左右，年产量仅占稠油的20%左右。多轮次调剖效果变差，边水侵入已成为制约该单元稳产的主要问题之一，亟需调整该单元开发对策。
2 南区东稠油单元稳产对策
2.1 提高Ng1+2单元高轮次井采收率
南区东Ng1+2的特点是储层物性差、敏感性强、能量低，套变井多，储量控制程度低，单一的蒸汽吞吐开发效果逐渐变差，针对油藏及井况不同特征实行差异化治理，提高了油藏的开发水平。
2.1.1实施“一注多采”，高效再提效
目前Ng1+2单元针对储层物性好，油层厚度大单井主要以蒸汽吞吐开发为主，四周期以上的转周井占比达71%，油气比为1.0，维持目前开采方式，高效吞吐单井出现下降趋势，GDN28N206井第五周期峰值日油较之前周期时间变短且日油量下降，一注多采就是注汽井相邻的层位对应且热联通性相对较好的油井划为一个井组， 中心井阶段时间大剂量注汽，周围处在生产末期井不需单独注汽而是依靠中心井注入能量连续生产， 从而实现整个井组多井整体吞吐， 相比常规蒸汽吞吐能扩大蒸汽波及面积 ，改善吞吐效果，提高驱油效率和采收率。“一注多采”增产机理主要有三方面[2]： 选择中心井注汽对井间剩余油提供单一方向驱动能量， 使井间剩余油被有效地驱到生产井井底; 中心井注汽沿蒸汽突破通道与生产井形成汽腔连通， 从而实现井组整体吞吐，有利于整体汽腔的扩大， 形成垂向上的重力泄油
作用。
南区东扩地层压降大，非均质导致井间容易形成热联通，在转周注汽时密切关注周围同层受效井，对存在热联通的注汽受效井重点做好数据的落实跟踪，调参提液提高热量利用率，GDN33P202井组有6口井，井距平均为85m ，井组相对独立。为改善井组高周期生产效果， 先后实施了多井同步蒸汽吞吐（ 3、4、5周期）、一注多采（ 6、7周期）。该井组6周期实施一注多采后， 井组平均单井周期产油2680t ，油汽比1. 02。
2.1.2 实施稠油吞吐转降粘剂驱，低效转高效
南区东扩馆1+2低效井组共有套变井27口占该层段油井总数的40%，无法实施蒸汽吞吐开采，开采程度只有18.2%，针对上述情况制定了以下对策：储层高渗通道进行封堵改善吸水剖面，增大注入水波及体积;原油粘度高，油水流度比小进行降粘，降低启动压力，提高驱油效率，最终提高油藏采收率。
2018年计划6个注水试验井组，已实施4个井组，累计注水1.3万方，目前地层亏空情况在注水开发以后开始逐步下降，最早实施的GDN28NB4井组已见效。
2.3 优化排液及调堵注采参数，稳定水侵稠油开发
南区东扩Ng3为强边水稠油油藏，该区地层东倾，整体呈西高东低趋势，构造简单，地层较平缓，地层水水侵沿构造的低部位向高部位推进，构造 “沟槽”部位边水推进块，构造脊背部位边水推进慢。位于沟槽部位的井见水快，见水早，水线前缘形状与构造沟槽分布吻合[3]。由单一的水侵前缘氮气调剖变为根据油藏的水侵特点图11、12制定了堵排结合，综合治理的方针：水侵一线井优化排液选井及排液量，减缓水侵速度 ，2017年东扩Ng3对边水一线井实施防砂、低检、扶停等措施合计9井次，与措施前相比日液增加448吨，有效遏制了产量下滑趋势，含水趋向平稳;利用调堵参数动态调控技术，提高调堵效果及热利用率。分三个阶段进行调堵即调堵阶段：排液井提液，内线井降液，强化封堵效果; 注汽阶段：排液井限液，内线井提液，提高加热效率;生产阶段：各向恢复正常生产参数。氮气调剖技术能够有效封堵控制蒸汽窜流，调整热采井的吸气剖面，提高蒸汽波及体积，改善油藏开发效果[4]。上半年实施氮气调剖2井次，累计增油1452吨。
3 结论及建议
（1）通过实施一注多采，南区东扩油井生产状况得到了明显的改善，日产油稳步提高，有效缓解了作业区成本压力和产量压力。存在热联通井组继续扩大一注多采规模。
（2）南区东扩馆1+2单元属于薄层敏感稠油，套变井多，剩余油井间富集，如何重建井网增加储量的控制程度，选择合适的注入及采出速度是下步需解决的问题。
【参考文献】
[1] 戴少强.王强 断块油藏中后期稳产对策研究[ J]. 特种油气藏， 2002， 9（ 6） ： 34- 36.
[2] 徐家年，冯国庆，任晓等.超稠油油藏蒸汽吞吐稳产技术对策研究[ J].西南石油大学学报，2007，，2（5）：90-93.
[3] 曾祥平. 边底水稠油油藏水侵预警分析与治理[ J].油气地质与采收率，2008，15（1）：80-83.
[4] 宫俊峰， 曹嫣镇， 唐培忠等. 高温复合泡沫体系提高胜利油田稠油热采开发效果[ J].石油勘探与开发，2006，33（2）：92-96.q
1南区东稠油开发存在问题
1.1 Ng 1+2油藏地层压降大，套变井数增多
南区东扩Ng 1+2单元地质储量262×104t，油井开井数68口，采出程度28.36%，稠油蒸汽吞吐开采主要属于重力驱动和弹性驱动， 随着生产周期的增加， 近井地带原油不断被采出， 造成近井地带地层压力下降， 蒸汽吞吐进入高周期后， 地层压力已降至原始地层压力的45% ～ 50% 。地层压力的下降，远井地带原油流动困难， 油井的供液能力下降。该单元共有套变井27口占该层段油井总数的40%，常规转周效果变差，严重影响了单元的开发水平。
1.2 Ng 3油藏水侵严重，调剖效果变差
南区东扩Ng 3单元地质储量141×104t，油井开井数26口，采出程度25.56%，受頂部稀油的注入水以及底部边底水的双重影响，储层纵向上自下而上水淹，平面上由边部向内部不断侵入。目前含水大于90%的高含水井储量和井数占稠油的40%左右，年产量仅占稠油的20%左右。多轮次调剖效果变差，边水侵入已成为制约该单元稳产的主要问题之一，亟需调整该单元开发对策。
2 南区东稠油单元稳产对策
2.1 提高Ng1+2单元高轮次井采收率
南区东Ng1+2的特点是储层物性差、敏感性强、能量低，套变井多，储量控制程度低，单一的蒸汽吞吐开发效果逐渐变差，针对油藏及井况不同特征实行差异化治理，提高了油藏的开发水平。
2.1.1实施“一注多采”，高效再提效
目前Ng1+2单元针对储层物性好，油层厚度大单井主要以蒸汽吞吐开发为主，四周期以上的转周井占比达71%，油气比为1.0，维持目前开采方式，高效吞吐单井出现下降趋势，GDN28N206井第五周期峰值日油较之前周期时间变短且日油量下降，一注多采就是注汽井相邻的层位对应且热联通性相对较好的油井划为一个井组， 中心井阶段时间大剂量注汽，周围处在生产末期井不需单独注汽而是依靠中心井注入能量连续生产， 从而实现整个井组多井整体吞吐， 相比常规蒸汽吞吐能扩大蒸汽波及面积 ，改善吞吐效果，提高驱油效率和采收率。“一注多采”增产机理主要有三方面[2]： 选择中心井注汽对井间剩余油提供单一方向驱动能量， 使井间剩余油被有效地驱到生产井井底; 中心井注汽沿蒸汽突破通道与生产井形成汽腔连通， 从而实现井组整体吞吐，有利于整体汽腔的扩大， 形成垂向上的重力泄油
作用。
南区东扩地层压降大，非均质导致井间容易形成热联通，在转周注汽时密切关注周围同层受效井，对存在热联通的注汽受效井重点做好数据的落实跟踪，调参提液提高热量利用率，GDN33P202井组有6口井，井距平均为85m ，井组相对独立。为改善井组高周期生产效果， 先后实施了多井同步蒸汽吞吐（ 3、4、5周期）、一注多采（ 6、7周期）。该井组6周期实施一注多采后， 井组平均单井周期产油2680t ，油汽比1. 02。
2.1.2 实施稠油吞吐转降粘剂驱，低效转高效
南区东扩馆1+2低效井组共有套变井27口占该层段油井总数的40%，无法实施蒸汽吞吐开采，开采程度只有18.2%，针对上述情况制定了以下对策：储层高渗通道进行封堵改善吸水剖面，增大注入水波及体积;原油粘度高，油水流度比小进行降粘，降低启动压力，提高驱油效率，最终提高油藏采收率。
2018年计划6个注水试验井组，已实施4个井组，累计注水1.3万方，目前地层亏空情况在注水开发以后开始逐步下降，最早实施的GDN28NB4井组已见效。
2.3 优化排液及调堵注采参数，稳定水侵稠油开发
南区东扩Ng3为强边水稠油油藏，该区地层东倾，整体呈西高东低趋势，构造简单，地层较平缓，地层水水侵沿构造的低部位向高部位推进，构造 “沟槽”部位边水推进块，构造脊背部位边水推进慢。位于沟槽部位的井见水快，见水早，水线前缘形状与构造沟槽分布吻合[3]。由单一的水侵前缘氮气调剖变为根据油藏的水侵特点图11、12制定了堵排结合，综合治理的方针：水侵一线井优化排液选井及排液量，减缓水侵速度 ，2017年东扩Ng3对边水一线井实施防砂、低检、扶停等措施合计9井次，与措施前相比日液增加448吨，有效遏制了产量下滑趋势，含水趋向平稳;利用调堵参数动态调控技术，提高调堵效果及热利用率。分三个阶段进行调堵即调堵阶段：排液井提液，内线井降液，强化封堵效果; 注汽阶段：排液井限液，内线井提液，提高加热效率;生产阶段：各向恢复正常生产参数。氮气调剖技术能够有效封堵控制蒸汽窜流，调整热采井的吸气剖面，提高蒸汽波及体积，改善油藏开发效果[4]。上半年实施氮气调剖2井次，累计增油1452吨。
3 结论及建议
（1）通过实施一注多采，南区东扩油井生产状况得到了明显的改善，日产油稳步提高，有效缓解了作业区成本压力和产量压力。存在热联通井组继续扩大一注多采规模。
（2）南区东扩馆1+2单元属于薄层敏感稠油，套变井多，剩余油井间富集，如何重建井网增加储量的控制程度，选择合适的注入及采出速度是下步需解决的问题。
【参考文献】
[1] 戴少强.王强 断块油藏中后期稳产对策研究[ J]. 特种油气藏， 2002， 9（ 6） ： 34- 36.
[2] 徐家年，冯国庆，任晓等.超稠油油藏蒸汽吞吐稳产技术对策研究[ J].西南石油大学学报，2007，，2（5）：90-93.
[3] 曾祥平. 边底水稠油油藏水侵预警分析与治理[ J].油气地质与采收率，2008，15（1）：80-83.
[4] 宫俊峰， 曹嫣镇， 唐培忠等. 高温复合泡沫体系提高胜利油田稠油热采开发效果[ J].石油勘探与开发，2006，33（2）：92-96.q