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摘 要：春风油田排6南区构造位置位于车排子凸起的东北部，属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元。含油面积3.8km2，地质储量423×104t。本文分析了区块地质特征，存在问题，并提出了解决措施，确定显著效果。
关键词：车排子凸起；地层特征；弱边水驱；油溶性降粘剂+二氧化碳工艺
一、油藏地质概况
1、区域位置
春风油田排6南区构造位置位于车排子凸起的东北部，属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元。含油面积3.8km2，地质储量423×104t。
2、地层特征
新疆准噶尔盆地西缘排6南区区块地层自下而上分别为石炭系基岩、中生界侏罗系、白垩系吐谷鲁群组、新近系沙湾组、塔西河组和独山子组以及第四系西域组。排6南区沙湾组顶面构造整体呈向南西倾斜条带分布，构造比较平缓，砂体顶面埋深470m-625m。
3、储层特征
排6南沙湾组储层平均孔隙度为35.2%；渗透率为5000～10000mD。层内非均质性强。油层厚度一般为4～8m，厚度中心在排6-平4（导眼）井南部，最厚可达10m。
排6南沙湾组油藏为具有边底水的常温常压、高孔、高渗、浅薄层特稠油油藏。
二、开发形势分析
排6南自2011年投入开发以来，经历了三个开发阶段，采用水平井热采开发，目前处于稳产控递减阶段。共投产热采水平井46口，处于第11周期及以上的井占比48.9%，处于第1-7周期的井受投产时间影响或属于N1S边部能量较高的水平井。
排6-平30井以北地层亏空较大，受边底水影响较小，注汽压降大。排6-平30井以南距离边底水较近，地层能量充足，注汽压降小。
累产油主要受边底水和投产时间影响，边部二线受效井累产油相对较高。油藏内部油井由于能量弱，累产相对较低。西、南部最外围油井受水体影响，产油量低、产水量高。
三、存在问题及对策浅析
1、南部边底水发育导致160万吨储量难动用
1.1 弱边水驱
油层纵向地质特征来看，砂体底部由北向南油层逐渐过渡到水层，水体能量逐步增大，含水饱和度逐渐增加从南往北，砂体由油水同层过渡到纯油层，含油饱和度逐渐增加
从2018年排6南氮气泡沫调剖的实施堵调效果来看，合计实施9口井，堵调后合计日产油117t/d，日增油109t/d。总体效果较好，下步可继续沿用该工艺。实施6口化学堵水，3口井有效，3口井无效，措施有效率50%，单井平均增油288t，平均有效期46天，化学堵水工艺配伍性较差，措施存在一定的风险性，下步可开展其它体系堵水剂的攻关试验。
1.2 边底水区
实施微生物吞吐6井次，井控储量33万吨，可采储量11.4万吨。累计增油5245吨，其中排6-平48、49两口增油4856吨。分析认为单井注入微生物的效果跟邻井的开关井状态有关，下步考虑进行示踪剂监测，寻找流线，开展区域性或条带性微生物吞吐，提高整体效果。
2、纯油区油井地层亏空大，动用不均衡
北部纯油区油井从地层亏空，注入压力等值图来看断层南北存在较大差异，断层南部油井高效动用，断层北部油井采出程度低。
3、开发对策
对策1：开展挤油溶性降粘剂+二氧化碳工艺试验。
排6南纯油区断层南部油井平均注汽压力下降3.7MPa，平均亏空1.34万吨。下步计划开展挤油溶性降粘剂+二氧化碳工艺试验。CO2可大幅降低稠油的粘度、密度，提高稠油渗流能力，较高地层压力有利于CO2溶解降粘作用的发挥，增溶性降粘剂可与CO2发挥协同降粘作用。
对策2：适当增加焖井时间，减少周期排水量
氮气推动蒸汽到地層深处，扩大波及范围，可适当焖井时间，增加地层温度及能量。
对策3：开展水平井分段注汽技术
开展水平井分段注汽技术，利用机械卡封改善吸汽剖面，提高水平段动用程度。
对策4：加大动态监测力度
根据水平段温度，压力测试结果调整配注器位置，改善水平段动用不均衡
对策5：开展多元热流流体工艺试验
多元热流体中包含蒸汽、CO2、N2及化学药剂的热流体 ，不仅能够起到加热降黏的作用，同时大量气体进入地层能够充分发挥气体组分的溶解降黏，扩大波及体积，增加地层能量等作用。
参考文献：
[1]张继国，李安夏等.超稠油油藏HDCS强化采油技术.中国石油大学出版社，2009.
[2]李平，谢虹. 泡沫封堵调剖技术在热采中的应用.大庆石油地质与开发. 2009，28（3）：123～125
[3]李洋，宫红方.草4沙2+3段氮气泡沫调剖效果探讨.山西青年.2013（3）：122～123
[4]张文才.多井联动注汽吞吐在超稠油开采中的初步应用. 内江科技.2010，2（02）：102
关键词：车排子凸起；地层特征；弱边水驱；油溶性降粘剂+二氧化碳工艺
一、油藏地质概况
1、区域位置
春风油田排6南区构造位置位于车排子凸起的东北部，属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元。含油面积3.8km2，地质储量423×104t。
2、地层特征
新疆准噶尔盆地西缘排6南区区块地层自下而上分别为石炭系基岩、中生界侏罗系、白垩系吐谷鲁群组、新近系沙湾组、塔西河组和独山子组以及第四系西域组。排6南区沙湾组顶面构造整体呈向南西倾斜条带分布，构造比较平缓，砂体顶面埋深470m-625m。
3、储层特征
排6南沙湾组储层平均孔隙度为35.2%；渗透率为5000～10000mD。层内非均质性强。油层厚度一般为4～8m，厚度中心在排6-平4（导眼）井南部，最厚可达10m。
排6南沙湾组油藏为具有边底水的常温常压、高孔、高渗、浅薄层特稠油油藏。
二、开发形势分析
排6南自2011年投入开发以来，经历了三个开发阶段，采用水平井热采开发，目前处于稳产控递减阶段。共投产热采水平井46口，处于第11周期及以上的井占比48.9%，处于第1-7周期的井受投产时间影响或属于N1S边部能量较高的水平井。
排6-平30井以北地层亏空较大，受边底水影响较小，注汽压降大。排6-平30井以南距离边底水较近，地层能量充足，注汽压降小。
累产油主要受边底水和投产时间影响，边部二线受效井累产油相对较高。油藏内部油井由于能量弱，累产相对较低。西、南部最外围油井受水体影响，产油量低、产水量高。
三、存在问题及对策浅析
1、南部边底水发育导致160万吨储量难动用
1.1 弱边水驱
油层纵向地质特征来看，砂体底部由北向南油层逐渐过渡到水层，水体能量逐步增大，含水饱和度逐渐增加从南往北，砂体由油水同层过渡到纯油层，含油饱和度逐渐增加
从2018年排6南氮气泡沫调剖的实施堵调效果来看，合计实施9口井，堵调后合计日产油117t/d，日增油109t/d。总体效果较好，下步可继续沿用该工艺。实施6口化学堵水，3口井有效，3口井无效，措施有效率50%，单井平均增油288t，平均有效期46天，化学堵水工艺配伍性较差，措施存在一定的风险性，下步可开展其它体系堵水剂的攻关试验。
1.2 边底水区
实施微生物吞吐6井次，井控储量33万吨，可采储量11.4万吨。累计增油5245吨，其中排6-平48、49两口增油4856吨。分析认为单井注入微生物的效果跟邻井的开关井状态有关，下步考虑进行示踪剂监测，寻找流线，开展区域性或条带性微生物吞吐，提高整体效果。
2、纯油区油井地层亏空大，动用不均衡
北部纯油区油井从地层亏空，注入压力等值图来看断层南北存在较大差异，断层南部油井高效动用，断层北部油井采出程度低。
3、开发对策
对策1：开展挤油溶性降粘剂+二氧化碳工艺试验。
排6南纯油区断层南部油井平均注汽压力下降3.7MPa，平均亏空1.34万吨。下步计划开展挤油溶性降粘剂+二氧化碳工艺试验。CO2可大幅降低稠油的粘度、密度，提高稠油渗流能力，较高地层压力有利于CO2溶解降粘作用的发挥，增溶性降粘剂可与CO2发挥协同降粘作用。
对策2：适当增加焖井时间，减少周期排水量
氮气推动蒸汽到地層深处，扩大波及范围，可适当焖井时间，增加地层温度及能量。
对策3：开展水平井分段注汽技术
开展水平井分段注汽技术，利用机械卡封改善吸汽剖面，提高水平段动用程度。
对策4：加大动态监测力度
根据水平段温度，压力测试结果调整配注器位置，改善水平段动用不均衡
对策5：开展多元热流流体工艺试验
多元热流体中包含蒸汽、CO2、N2及化学药剂的热流体 ，不仅能够起到加热降黏的作用，同时大量气体进入地层能够充分发挥气体组分的溶解降黏，扩大波及体积，增加地层能量等作用。
参考文献：
[1]张继国，李安夏等.超稠油油藏HDCS强化采油技术.中国石油大学出版社，2009.
[2]李平，谢虹. 泡沫封堵调剖技术在热采中的应用.大庆石油地质与开发. 2009，28（3）：123～125
[3]李洋，宫红方.草4沙2+3段氮气泡沫调剖效果探讨.山西青年.2013（3）：122～123
[4]张文才.多井联动注汽吞吐在超稠油开采中的初步应用. 内江科技.2010，2（02）：102