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[摘 要]陈家庄油田陈373块是河口采油廠稠油主要阵地，动用储量1773万吨，可采储量293万吨，年产油在13万吨左右，该区块油井平均轮次为5.6次，进入高伦次吞吐阶段，如何在低油价下实现效益开发，本论文总结了近年来适用于薄层特稠油吞吐后期的一些应用较好的开发技术，为同类油藏开发提供一套技术可行的开发途径，对稠油热采产量的稳定和发展具有重要意义。
[关键词]薄层稠油；多轮次；效益开发
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）15-0395-01
1 油藏概况
陈家庄油田陈373块位于山东省东营市利津县陈庄镇以北约2km处，构造位置属于陈家庄东部凸起的西北部。目的层馆下段油藏构造较为平缓，为薄互层稠油油藏，主要含油层系为下馆陶，15个含油小层，主力小层7个，厚度一般2～6m；油水关系复杂，各油砂体具有不同的油水界面；50℃脱气油粘度10000～30000mPa·s之间，属特稠油。该块含油面积8.0km2，动用储量1773万吨，标定可采储量293万吨，该块采出程度较低，为7.51%。
2 目前开发中存在的一些问题
该区块平均吞吐周期为5.6次，多轮次吞吐后期，周期效果逐渐变差；（2）、高温注汽的影响，油井套管损坏严重，套变井逐年增加，储量控制程度下降（3）、边底水逐步推进，周期间含水上升幅度较大；（4）、低效井逐渐增多，治理难度较大，转周无经济效益。目前无类似油藏热采经验可借鉴，如何稳定陈373块吞吐后期开发效果。因此有必要开展373块薄层稠油吞吐后期稳产技术应用，提高稠油开发水平。
3 陈373块开采现状及规律
3.1 开采历程及现状
陈家庄油田陈373块馆陶组油藏为薄层特稠油油藏，该块自2000年5月开始试油，2004年-2007年为蒸汽吞吐试验阶段；2005年-2007年为产能建设阶段；2008年-2009年为稳产高产阶段；2010-2011年为产量递减阶段；2012年至目前为分层调整阶段。至2017年4月，陈373块共有油井173口，目前开油井108口，日产液水平3816t/d，日产油272t/d，平均单井日油水平2.5t/d，综合含水92.9%，累计产油134.1×104t，累计产水850.2×104m3，采油速度0.61%，采出程度7.6%。累计注汽1060井次，累计注汽量235.7×104t，累计油汽比0.56。平均动液面672m，井网密度20.8口/km2，井距175m，单井控制地质储量10.6×104t，地层压降2.9MPa。
3.2 开发规律
3.2.1 周期变化特征
根据统计已完成周期，目前转周最高伦次已完成第16周期，平均单井注汽5.6个轮次，平均周期累油1014吨，平均周期含水92.5%，累计油汽比0.68%。从统计效果表来看，随着轮次增加转周效果逐渐变差，含水逐渐上升。陈373块前五周期递减快，6周期以后递减变缓，周期累油递减率6.5%，油汽比递减为12.6%。
3.2.2 含水上升规律
陈家油田为低含油饱和度油藏，含油饱和度为50%～55%，常规投产初期含水主要在30%～70%之间，综合含水60%左右。2006年至2008年为含水快速上升阶段（含水上升率18.7%），2009年至2011年为含水缓慢上升阶段（含水上升率为4.3%），2011年至今为含水稳定阶段（含水上升率为0.3%）。
周期含水变化特点：1-4周期含水上升速度为1.75%，5周期以后随着轮次增加含水上升速度变缓，为0.58%。
3.2.3 地层压力变化
蒸汽吞吐开采本身就是降压开采，随着周期的进行地层亏空逐步加大，地层能量逐渐降低。压力整体下降较缓慢，累采多的区域压降大。油田静压由12.9MPa下降到目前的19.3MPa，压降2.9MPa。平均压力下降速度0.2MPa/年，地层累积亏空671×104m3，初期随亏空量的递增，地层压力下降幅度较大，后期随亏空的增加，地层压降减缓，地层有能量补充，计算水侵量532万方。油藏天然能力较充足，有一定的边底水。
4 稠油开发技术现状与发展趋势
4.1 寻找优质储量，坚持增量创新
因多年蒸汽吞吐开采，井况逐年恶化，停产井逐年增多，造成一部分储量失控，为了提高储量动用，在剩余油分布丰富的区域部署更新井；同时对于边部油井生产情况好的油井，结合地震剖面、油井测井曲线部署零散井。2017年部署更新井6口，零散井2口，目前已投产3口井，平均日油水平6.5t/d，取得了良好的开发效果。
4.2 低效油井补孔潜力层位，做好层间接替
目前陈373块平均吞吐轮次为5.6次，进入高伦次吞吐阶段，因高含水、低液关停井逐渐增多，导致部分储量失控，区块日油水平下降，影响整体开发效果。目前陈373块因高含水、低液关停井59口，针对这些井（1）对低液高含水油井测井曲线、周围生产油井情况分析找补孔潜力层，（2）可以直接开井的停产井实施冷采降粘措施。通过以上措施的实施降低储量失控，提高油田开发效果。
4.3 加强地质分析，优选措施井，提高转周效益
在热采井单井分析的基础上，建立科学分类管理，优化措施结构，强化精细管理，分类治理调控，持续改善区块热采效果。将热采井分为四类：
第一类：高效井，此类井储层好、产量高、增油效果好，要优先转周；
第二类：潜力井，此类井周期短、能力低、油汽比低，需实施工艺挖潜措施。稠油热采转周时机的确定对于提高热采效果，有着重要的作用，合理确定转周时机，可以有效提高热采效益，降低稠油热采综合递减率。实际生产中我们根据热采井产量、动液面、井口温度等综合分析判断转周时机：单井井口温度明显下降低于40度，而生产油气比〉1.0或单井日油能力低于3t，即转周；热采后期液量逐步下降或单井含水突然上升，日油下降至3t以下，即转周；油井油气比达到1.0以上，油井突然不出，测试供液不足井及时转周，尽可能提高热采效果。 4.4 优选转周配套工艺，提高单元开发效果
4.4.1 针对薄层特稠油，油稠、注汽压力高、热损失大的的水平井，应用HDCS技术
HDCS技术采用高效油溶性降粘剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐，发挥协同降粘、混合傳质及增能助排作用，扩大波及范围，提高回采效果。2017年应用HDCS技术3口井，平均周期日油较前一周期上升3.6吨/天。
4.4.2 针对高轮次、周期短、递减快的直斜井采取DNS技术
DNS技术采用高效油溶性降粘剂和氮气增能助排的作用辅助直斜井蒸汽吞吐。2017年应用DNS术2口井，平均周期日油较前一周期上升3吨/天。
4.4.3 均匀注汽技术：可有效改善水平井水平段吸汽状况。
利用水平井微温差，（1）可以优化注汽位置：据研究动用差的水平段温度较低，可以将配注器调至动用差的位置以此提高加热半径。（2）判断出水层位：对于出水水平段微温差显示温度高。如果出水位置在水平段下段可以采取丢封。2017年微温差测试2口，平均周期日油水平较上周期上升3.5吨/天，取得良好的增油效果。
5 结论
（1）工艺技术不断进步，陈家庄薄层稠油油藏实现了有效动用，稠油接替开发取得了显著效果，对同类油藏油藏的开发具有重要的指导意义。
（2）把油井分为几类，针对不同的问题配套相应的的工艺措施，不同的开发阶段采取不同的技术对策，形成了薄层特稠油的开发配套技术，取得了较好的开发效果。
（3）薄层稠油油水关系复杂，多轮次吞吐后期油水分布和剩余油分布已发生很大变化，加强油藏认识和研究为下步开发调整提供理论依据。
（4）进入高伦次吞吐阶段，注汽加热半径有限，建议加强注汽参数优化研究，实现效益转周。
参考文献
[1] 单华生，姚光庆；非常规油藏开发与石油资源可持续发展[J]；特种油气藏；2004年03期
[2] 刘鹏；；热采井加热半径及产能确定方法研究[J]；科学技术与工程；2011年17期
[3] 刘涛；改善稠油油藏蒸汽吞吐后期开发效果研究[D]；东北石油大学；2010年
作者简介
杜冬梅，女，1984年10月出生，工程师，、现、从事油气田开发技术工作。
[关键词]薄层稠油；多轮次；效益开发
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）15-0395-01
1 油藏概况
陈家庄油田陈373块位于山东省东营市利津县陈庄镇以北约2km处，构造位置属于陈家庄东部凸起的西北部。目的层馆下段油藏构造较为平缓，为薄互层稠油油藏，主要含油层系为下馆陶，15个含油小层，主力小层7个，厚度一般2～6m；油水关系复杂，各油砂体具有不同的油水界面；50℃脱气油粘度10000～30000mPa·s之间，属特稠油。该块含油面积8.0km2，动用储量1773万吨，标定可采储量293万吨，该块采出程度较低，为7.51%。
2 目前开发中存在的一些问题
该区块平均吞吐周期为5.6次，多轮次吞吐后期，周期效果逐渐变差；（2）、高温注汽的影响，油井套管损坏严重，套变井逐年增加，储量控制程度下降（3）、边底水逐步推进，周期间含水上升幅度较大；（4）、低效井逐渐增多，治理难度较大，转周无经济效益。目前无类似油藏热采经验可借鉴，如何稳定陈373块吞吐后期开发效果。因此有必要开展373块薄层稠油吞吐后期稳产技术应用，提高稠油开发水平。
3 陈373块开采现状及规律
3.1 开采历程及现状
陈家庄油田陈373块馆陶组油藏为薄层特稠油油藏，该块自2000年5月开始试油，2004年-2007年为蒸汽吞吐试验阶段；2005年-2007年为产能建设阶段；2008年-2009年为稳产高产阶段；2010-2011年为产量递减阶段；2012年至目前为分层调整阶段。至2017年4月，陈373块共有油井173口，目前开油井108口，日产液水平3816t/d，日产油272t/d，平均单井日油水平2.5t/d，综合含水92.9%，累计产油134.1×104t，累计产水850.2×104m3，采油速度0.61%，采出程度7.6%。累计注汽1060井次，累计注汽量235.7×104t，累计油汽比0.56。平均动液面672m，井网密度20.8口/km2，井距175m，单井控制地质储量10.6×104t，地层压降2.9MPa。
3.2 开发规律
3.2.1 周期变化特征
根据统计已完成周期，目前转周最高伦次已完成第16周期，平均单井注汽5.6个轮次，平均周期累油1014吨，平均周期含水92.5%，累计油汽比0.68%。从统计效果表来看，随着轮次增加转周效果逐渐变差，含水逐渐上升。陈373块前五周期递减快，6周期以后递减变缓，周期累油递减率6.5%，油汽比递减为12.6%。
3.2.2 含水上升规律
陈家油田为低含油饱和度油藏，含油饱和度为50%～55%，常规投产初期含水主要在30%～70%之间，综合含水60%左右。2006年至2008年为含水快速上升阶段（含水上升率18.7%），2009年至2011年为含水缓慢上升阶段（含水上升率为4.3%），2011年至今为含水稳定阶段（含水上升率为0.3%）。
周期含水变化特点：1-4周期含水上升速度为1.75%，5周期以后随着轮次增加含水上升速度变缓，为0.58%。
3.2.3 地层压力变化
蒸汽吞吐开采本身就是降压开采，随着周期的进行地层亏空逐步加大，地层能量逐渐降低。压力整体下降较缓慢，累采多的区域压降大。油田静压由12.9MPa下降到目前的19.3MPa，压降2.9MPa。平均压力下降速度0.2MPa/年，地层累积亏空671×104m3，初期随亏空量的递增，地层压力下降幅度较大，后期随亏空的增加，地层压降减缓，地层有能量补充，计算水侵量532万方。油藏天然能力较充足，有一定的边底水。
4 稠油开发技术现状与发展趋势
4.1 寻找优质储量，坚持增量创新
因多年蒸汽吞吐开采，井况逐年恶化，停产井逐年增多，造成一部分储量失控，为了提高储量动用，在剩余油分布丰富的区域部署更新井；同时对于边部油井生产情况好的油井，结合地震剖面、油井测井曲线部署零散井。2017年部署更新井6口，零散井2口，目前已投产3口井，平均日油水平6.5t/d，取得了良好的开发效果。
4.2 低效油井补孔潜力层位，做好层间接替
目前陈373块平均吞吐轮次为5.6次，进入高伦次吞吐阶段，因高含水、低液关停井逐渐增多，导致部分储量失控，区块日油水平下降，影响整体开发效果。目前陈373块因高含水、低液关停井59口，针对这些井（1）对低液高含水油井测井曲线、周围生产油井情况分析找补孔潜力层，（2）可以直接开井的停产井实施冷采降粘措施。通过以上措施的实施降低储量失控，提高油田开发效果。
4.3 加强地质分析，优选措施井，提高转周效益
在热采井单井分析的基础上，建立科学分类管理，优化措施结构，强化精细管理，分类治理调控，持续改善区块热采效果。将热采井分为四类：
第一类：高效井，此类井储层好、产量高、增油效果好，要优先转周；
第二类：潜力井，此类井周期短、能力低、油汽比低，需实施工艺挖潜措施。稠油热采转周时机的确定对于提高热采效果，有着重要的作用，合理确定转周时机，可以有效提高热采效益，降低稠油热采综合递减率。实际生产中我们根据热采井产量、动液面、井口温度等综合分析判断转周时机：单井井口温度明显下降低于40度，而生产油气比〉1.0或单井日油能力低于3t，即转周；热采后期液量逐步下降或单井含水突然上升，日油下降至3t以下，即转周；油井油气比达到1.0以上，油井突然不出，测试供液不足井及时转周，尽可能提高热采效果。 4.4 优选转周配套工艺，提高单元开发效果
4.4.1 针对薄层特稠油，油稠、注汽压力高、热损失大的的水平井，应用HDCS技术
HDCS技术采用高效油溶性降粘剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐，发挥协同降粘、混合傳质及增能助排作用，扩大波及范围，提高回采效果。2017年应用HDCS技术3口井，平均周期日油较前一周期上升3.6吨/天。
4.4.2 针对高轮次、周期短、递减快的直斜井采取DNS技术
DNS技术采用高效油溶性降粘剂和氮气增能助排的作用辅助直斜井蒸汽吞吐。2017年应用DNS术2口井，平均周期日油较前一周期上升3吨/天。
4.4.3 均匀注汽技术：可有效改善水平井水平段吸汽状况。
利用水平井微温差，（1）可以优化注汽位置：据研究动用差的水平段温度较低，可以将配注器调至动用差的位置以此提高加热半径。（2）判断出水层位：对于出水水平段微温差显示温度高。如果出水位置在水平段下段可以采取丢封。2017年微温差测试2口，平均周期日油水平较上周期上升3.5吨/天，取得良好的增油效果。
5 结论
（1）工艺技术不断进步，陈家庄薄层稠油油藏实现了有效动用，稠油接替开发取得了显著效果，对同类油藏油藏的开发具有重要的指导意义。
（2）把油井分为几类，针对不同的问题配套相应的的工艺措施，不同的开发阶段采取不同的技术对策，形成了薄层特稠油的开发配套技术，取得了较好的开发效果。
（3）薄层稠油油水关系复杂，多轮次吞吐后期油水分布和剩余油分布已发生很大变化，加强油藏认识和研究为下步开发调整提供理论依据。
（4）进入高伦次吞吐阶段，注汽加热半径有限，建议加强注汽参数优化研究，实现效益转周。
参考文献
[1] 单华生，姚光庆；非常规油藏开发与石油资源可持续发展[J]；特种油气藏；2004年03期
[2] 刘鹏；；热采井加热半径及产能确定方法研究[J]；科学技术与工程；2011年17期
[3] 刘涛；改善稠油油藏蒸汽吞吐后期开发效果研究[D]；东北石油大学；2010年
作者简介
杜冬梅，女，1984年10月出生，工程师，、现、从事油气田开发技术工作。