超稠油油藏综合治理技术研究

2021-09-10曲美静

科学与生活 2021年13期

曲美静

摘要：超稠油油藏受油藏特征影响，原油粘度高，开发中低周期开发效果较差，油井吞吐生产时间短，作业热采频繁，受超稠油出砂严重影响，油井井下技术状况差等一列些问题，严重影响了区块油井的有效开发。经过对油藏特征进行系统认识，分析开发特点，研究油井套损原因，实施针对性综合治理技术研究，恢复油井产能，改善区块开发效果。

关键词：超稠油油藏开劲旅侧钻套坏管外窜槽

前言

A块为超稠油油藏，开发目的层为兴隆台油层，2003年投入开发，受超稠油油藏特性影响，开发中出现吞吐周期短、油井注汽干扰现象逐步加剧、出砂问题严重、井下技术状况差、吸汽不均、低周期开发效果较差等一列些问题，油井出现管外窜槽、套坏等井况变差现象，制约了区块整体开发水平提高，为解决开发矛盾，通过对油井套管损坏机理研究，并实施修复，恢复油井产能，取得较好开发效果。

1区块概况

A块位于辽辽河盆地西部凹陷西斜坡，构造形态为四周被断层夹持的由北西向南东倾斜的单斜构造，开发目的层为兴隆台油层，兴隆台油层储层埋藏浅，压实作用弱，结构疏松。储层物性一般较好，属高孔隙度、高渗透率储层。兴Ⅰ～Ⅳ组平均孔隙度为32.4%，渗透率为1664×10-3μm2。纵向上兴Ⅳ油组物性相对较好，其次为兴Ⅲ、Ⅱ油组。

本区为湖盆边缘近源浅水扇三角洲沉积模式，位于扇三角洲前缘亚相，主要发育以下5种微相类型：辫状分流河道微相，分流河口砂坝微相，边、心滩微相，分流间薄层砂微相，分流间洼地微相。兴隆台油层埋深830-920m，钻遇率100%，含油井段长度在52-75m。纵向上主要集中在兴Ⅱ组、兴Ⅲ组，兴Ⅰ为水层，兴Ⅱ为主力油层，兴Ⅲ在构造高部位测井解释为油层，低部位解释为水层。平面上，油层分布主要受构造控制，构造高部位的油层厚度大，向构造低部位变薄。油层井段比较集中且连片分布，油层有效厚度平均26.8m，属于层状边水油藏。油水界面-920m。

2区块开发存在问题

A块2003年开始投入开发，目前共有56口井，开井31口，日产油93.8t，累产油42.24×104t，采出程度10.05%。

2.1原油物性差，吞吐开发效果

A块原油流体性质具有“四高一低”的特点：高原油密度，20℃时原油密度为1.0098g/cm3;高原油粘度，50℃时原油粘度为108880mpa.s;高凝固点为26.1℃;高沥青+胶质为51%;低含蜡为2.3%。由于原油粘度高，凝固点高的特点，油井投产初期周期产量低，前三轮注汽效果差，周期产量低，随着地层温度的升高，第四轮注汽后周期产量才能逐步上升。多轮次注汽后，随着地层压力下降，周期产量下降较快。

2.2油井易管外窜槽水淹，影响区块开发效果

A块兴Ⅱ油层与兴Ⅰ水层间隔层较薄，一般在3-8m之间。由于区块注汽压力较高（平均注汽压力为15.5MPa）易造成固井质量变差，管外窜槽出水，目前区块共有8口井因管外窜槽水淹关井，严重影响开发效果

2.3套坏井逐年变多，影响油井正常生产

A块油井生产过程中注汽压力高，周期生产时间短、作业频繁，导致套坏、出砂井逐年增多，油井利用率逐渐下降，目前區块总井数59口，共有套管损坏井26口井，占总井数的51%，其中带病生产12口井，套坏关井14口，直接影响区块油井正常生产。

3区块潜力分析

3.1采出程度低，剩余油潜力大

从剩余地质储量和可采储量来看，A块原始地质储量大，标定采收率16.9%，目前采出程度为10.05%，蒸汽吞吐可采储量为70.98×104t，剩余可采储量较多，有一定的潜力。

3.2油藏具有较大的提高动用程度的潜力

从剩余油分布挖潜来看，平面上井间剩余油相对富集，有一定的潜力。根据A侧钻井含油饱和度变化情况统计分析认为区块油井动用半径小于40m，区块以100m井距开采，因此，平面上井间剩余油富集，是剩余油挖潜的主攻方向。

4综合治理技术研究

4.1优化注汽参数及方式，合理安排注汽运行

A原油粘度高、油井利用率低，且随着区块的逐渐开发，区块内部矛盾逐渐加大，油汽比、返水率低，大部分油井已进入高轮次吞吐阶段，周期产油大幅下降，注汽效果逐年变差。通过实施优化注汽方案、优化油井注汽参数、实施组合注汽，来提高油井注汽效果。针对低注汽轮次的油井，确定实行少注多采的原则，减少油井地下存水量，以逐步建立温度场为目的，实现油井周期产油量的逐步上升。通过优化吞吐注汽参数，周期注汽量控制在1200t左右，周期产油量呈现逐步上升趋势。全年共完成注汽60井次，注汽量9.74×104t，增油1.71×104t。

4.2继续实施CO2辅助吞吐技术，改善区块开发效果

CO2辅助吞吐技术能够有效提高A块开发效果，根据区块地质体特征和油井生产效果，优选部分井实施CO2辅助吞吐技术。利用CO2原油降粘、膨胀效应、气体驱动增压和混相效应提高驱油效率，以提高降粘助排效果。高吞吐轮次油井周期产油量与助排前对比得到明显的改善。年共施CO2辅助吞吐技术52井次，其中36井次增油效果显著，年累增油9187t。

4.3套损井综合治理，激发油井新产能

针对区块套管损坏井较多，影响油井利用率的问题，结合油井潜力实施针对性治理，利用大修、侧钻技术治理套坏，恢复油井产能。年实施大修、侧钻井7口，治理后日产油24.8t，阶段累产油19188t，措施效果较好。

4.4加强资料录取工作，精确把握区块开发动态

为了掌握油井生产动态，分析剩余油分布规律，确保措施有效率，加大动态资料录取力度，努力构建科学合理的开发秩序，改善区块开发效果，实现油藏开发水平和油藏经营管理水平的全面提升。

5结论与认识

（1）A块属于典型的超稠油油藏，针对区块开发矛盾，实施有针对性的技术对策，改善注汽效果，提高油井开井率，区块开发效果得到明显改善。

（2）超稠油油藏地质体特点造成注汽压力高是导致油井套坏、管外窜槽的主要原因，需要优化注汽参数和油井化学助排等措施，提高油井返水率，降低地层压力，从而降低注汽压力，减少油井套坏、管外窜槽现象的发生。

（3）提高区块开井数，保持区块规模产能，是改善区块开发的重要条件。一方面通过精细油藏描述，井震结合技术，在井网控制程度低区域部署新井，提高区块井网控制程度。另一方面由于对套坏、管外窜槽等原因造成的停产井实施大型措施复产能取得较好的效果，可以继续对停产井实施措施复产，提高区块油井利用率。

参考文献

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