提高杜48块边部薄互层新井吞吐效果研究

摘要：杜48块属于薄互层稠油油藏，自2017年实施二次开发以来，近两年在其边部共投产新井55口，随着开发的不断深入，由于采注比低、汽窜严重、出砂等问题制约新井开发效果，通过深入分析论证，针对区块新井油层发育差、动用程度低、出砂严重等问题，优化了新井注汽参数设计、优选新井配套工艺措施，强化新井过程管理，取得了良好的开发效果。

关键词：薄互层;注汽参数;配套工艺;过程管理

1概况

1.1 地质概况

杜48块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，总体构造形态为一个由北西向南东倾斜的单斜构造，开发目的层为下第三系沙河街组四段杜家台油层，地层倾角7～14°，探明储量1689×10t，含油面积3.5km，为典型的薄互层状稠油油藏。油层埋藏深度在852～1334m，油层厚度在30-93.8m之间。杜Ⅰ～Ⅲ组油层有效厚度平均26.8m。储层孔隙度平均为28%，渗透率平均为918×10μm2。原油物性属稠油，原油密度（20℃）0.91-0.95g /cm，原油粘度（50℃）3650-5052mPa.s。

1.2 开发历程

杜48区块于1987年开始滚动开发，截止2018年12月底，区块共有油井307口，开井176口，日产液1251t/d，日产油271t/d，综合含水78.3%，2018年采油9.7×10t，年采水43.5×10t，年注汽61.0×10t，油汽比0.16。累计采油321.6×10t，累计注汽812.7×10t，累计油汽比0.4，采油速度0.58%，采出程度19.1%。平均吞吐周期为9.5，平均地层压力2.4MPa。2017-2018年投产新井55口，日产液368t/d，日产油82t/d，综合含水77.7 %，2018年采油 3.46×10t，注汽17.7 ×10t，油汽比为0.20。

2存在的主要问题

杜48边部近两年共投产新井55口（其中2017年投产28口、2018年投产27口）。由于所投新井位于油藏边部，受油层发育、储层物性、原油粘度等因素影响，整体效果不理想。初期平均单井日產油4.1吨，平均单井日产油2.4吨。特别是2018年投产新井，初期平均单井日产油只有3.1吨，目前只有2.0吨。主要体现在以下四个方面：

2.1注汽压力高

统计注汽压力大于16Mpa的新井达25口，占总井数的46%，导致注汽质量难以保证。（表1）

主要体现在以下两个方面：

一是81%的井采用小炉子注汽，注汽速度为8t/h，注汽天数高达8.8天，对比正常注汽速度少7t/h，注汽天数增加4.1天，导致热损失大。（图1）

二是井口注汽干度难以保证。一半以上的井注汽干度低于70%。（表2）

2.2焖井时间长

新井平均焖井时间达到19天，其中大于19天的井共23口，占总井数的41%，平均焖井时间达到21天，对比正常焖井时间（7天左右）多14天，导致井筒热损失大，影响油井效果。如北部的曙1-52-016井油藏条件与邻井基本类似，但由于焖井时间长达47天，导致初期日产油只有2.5t，与邻井对比少2.6t。（图2）

2.3下泵难度大

部分新井下泵时由于压力高，不得不采用盐水压井方式下泵，共实施17口井，初期日产油仅为2.1吨，较未压井低1.6吨。

2.4部分井出砂严重

共有6口新井因出砂严重多次检泵，累计砂卡14井次，平均单井出砂量在1.5方以上;目前因砂卡关井4口、压防后待下泵1口、控液生产1口。

3开展的主要工作

通过对上述开发矛盾的综合分析，根据形成的不同机理，采取有针对性的工艺技术措施：采取化学助排及解堵等措施来提高蒸汽波及范围，降低注汽压力;采取暂堵、调剖、同注同采措施减少汽窜影响，采取高温压裂防砂措施抑制出砂影响。通过优化注采参数及工艺措施提高新井的开发效果。

3.1合理设计注汽参数，确保油层低周期初步动用

新井更靠近边部以及处于难动用区域，油层发育相对较差。研究发现，油层厚度整体变薄，总厚度分别只有27m，平均单层厚度2.4m，孔隙度只有18.1%、渗透率仅569mD、泥质含量高达13.9%，原油粘度均在6000mPa.s以上，与主体对比均变差。从而导致开采难度大，“注不进、采不出”的矛盾较为突出。同时由于层间差异大，低周期注汽强度过高，会导致油层憋压严重，加剧纵向动用不均，井间汽窜严重，进而影响后期开发效果。对此，通过分析和总结，确定了低周期吞吐油层初步动用的思路，即根据油层发育、动用状况、生产情况设计注汽强度以及递增幅度，确保疏通近井地带渗流通道，逐步增大注入蒸汽扩散和加热面积。

3.1.1对1周期动用较好油井适当加大注汽强度。

如杜92K井1周期采油311t，采注比0.49，2周期注汽强度由1周期的62.2t/m提高到67t/m，增加幅度7.7%，实施后周期采油696t，采注比为0.61。

3.1.2对油层发育差及1周期动用差井适当下调注汽强度。

如曙1-49-17井位于断块部署区域边部，射开油层26.5m/11层，1周期注汽强度67.3t/m，采油259t，2周期设计注汽强度58.3t/d，下降幅度9%，注汽过程中干度75%，目前周期生产271d，日产液7.5t/d，日产液1.5t/d，阶段采油680t，生产效果明显改善。

3.1.3油层发育相对较好但动用差井保持注汽强度不变。

曙1-50-31井射开油层24.4m/14层，1周期注汽强度63.7t/m，采油125t，采注比0.28，油层动用较差。2周期保持注汽强度不增，采油140t，采注比0.26，3周期仍保持注汽強度不增，采油414t，采注比0.77，保证了油层的初步动用。

3.2实施油层预处理、化学助排及解堵措施，提高吞吐效果

边部新井储层粘土矿物含量（平均5%左右）大于区块整体含量，注入水易导致粘土矿物遇水膨胀，堵塞原油渗流通道，而进行油层预处理防膨后，可以提高油井吞吐效果，累计实施6口，均取得了较好效果。

由于新井1周期注汽压力较高，生产效果较差，从2周期开始实施解堵和化学助排措施，累计实施解堵4 井次，助排18井次。实施解堵后，注汽压力保持下降趋势，由1轮的14.4MPa下降到3轮的13.7MPa。

典型井曙1-46-21井2周期实施解堵注汽压力由1周期的18.3MPa下降到2周期的15.4MPa，周期产油由60t上升到217t，第三周期注汽压力下降至12.7，周期产油上升至419t。

3.3采取小井组集团注汽、暂堵调剖控制汽窜规模

为了控制汽窜规模，减少汽窜影响，我们在优选注汽参数的同时，主要采用了小井组集团注汽、暂堵调剖以及尽可能合理安排注汽运行计划等方法，对新井进行汽窜综合治理。

3.3.1小井组集团注汽

即是将生产层位统一，汽窜频繁发生、平面上相互临近的2-4口井组合到一起集中注汽，同时生产。以井组内产量总和达到废弃产量为标准。由于平面上互相邻近的一批井同时注汽，热量集中，有利于油层升温，促进温场形成。同时提高区域压力水平，减少汽窜影响，改善油层动用状况。共实施3个井组，可对比2个井组，平均单井周期产油提高214t，累计增油800t。

3.3.2暂堵调剖

暂堵调剖就是在注汽前将调剖剂和置替液挤入地层，选择性进入高渗层，调剖剂遇水膨胀并在油层条件下形成凝胶，从而降低高渗层的渗透率，阻断汽窜通道，调整吸汽剖面，使蒸汽转入中低渗透层，起到封堵汽窜层的作用。2018年新井共实施 1井次，注汽压力略有降低，效果不明显。

3.4加强对不正常井研究及处理速度

曙1-48-19井在吞吐1周期连续因出砂井卡，通过及时实施人工井壁防砂治理，周期产油由1周期的82t，上升至310t，3周期已生产288d，阶段产油966t，目前日产油2.2t/d，有效改善了生产效果。

3.5从生产管理入手，提高新井低周期吞吐效果

在特别加强夜间注汽质量监督，重点作业工序质检必须到位，确保注汽、作业质量的基础上，主要从以下三个方面加强生产管理：一是自制并逐步改进油嘴放喷流程，确保连续平稳放喷;二是新井全部采用注采一体管柱，且下泵采用热采井口完井，并建议作业队使用3寸大头减少倒井口工序，降低下泵作业难度，加快施工速度;三是在加强作业下泵管理及入井流体研究，杜绝采用冷水或盐水洗压井，避免油层污染。2018年区块新井投产一次成功率为100%，有效提高了新井低周期吞吐效果。

4实施效果

2018年，杜48新井共完成产量3.46万吨，注汽17.7万吨，油汽比0.2，对比年初测算，多生产原油0.21万吨，节余注汽量1.58万吨，油汽比提高0.1，达到预期目标。同时，油井开发效果明显改善，为下步开发奠定了基础。

5结论和认识

5.1 杜48块通过优化注汽强度设计、优选配套工艺措施、加强生产过程管理，新井取得较好吞吐效果。

5.2 新井低周期实施选配注对改善纵向动用程度具有一定作用，同时进一步提高油井吞吐油汽比。

5.3 目前成功摸索出的注、焖、放、下、采等生产管理办法，对区块下部新井开发具有较强的指导意义和应用前景。

参考文献：

[1] 张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.

[2] 刘慧卿.蒸汽吞吐井合理焖井时间的理论依据[J].石油钻采工艺，2004，2（4）

作者简介：

柴标（1988-），男，汉族，本科，中级工程师，2012年毕业于长江大学石油工程专业，现从事油田开发研究工作。