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[摘 要]采油厂稠油开发多年，面临的矛盾十分突出。稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量呈下降趋势，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。本文针对滨南采油厂稠油现状提出了以油藏特征分析为基础，稠油热采配套开发技术为手段的一系列具有油藏特点的开发技术，并在矿场实践中取得较好效果。
[关键词]油田 稠油 油藏特征 技术对策
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）24-0398-01
前 言
滨南采油厂稠油油藏受边底水和注水水侵影响大，特别是目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，投资风险和技术难度不断增大。在这种情况下，稠油产量保持持续增长以及今后的挖潜方向是摆在开发工作者面前期待解决的难题。
1 稠油开发现状
滨南稠油热采开发多年，目前面临的矛盾十分突出。稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量将呈下降趋势，目前含水大于80%的井占总井数的66.6%，较2012年同期增长2个百分点；近几年投入的稠油环油藏品位低，调整潜力小，热采开发效果差；同时，随着勘探程度的增高，新增动用热采储量不足的矛盾加剧，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
2 稠油油藏特征与开发对策
2.1 实施井网加密，提高采收率
采油厂热采开发实践发现，吞吐加热半径有限，井间剩余油富集，井网加密是动用井间剩余油最为有效的技术手段。“十五”以来，对油层厚度大、基础井网较完善层系稠油环采用直井加密，投产一次加密井，产量为周围老井的1～1.5倍，含水低5～15个百分点，平均单井增加可采储量2万吨，提高采收率16%。而对油水关系较复杂的稠油环，则采用水平井联合直井优化加密，共实施联合布井加密井和水平井，单井控制储量10万吨，采收率提高19.7%。
2.2 低效水驱稠油转热采技术
对于原油黏度为4000～6500毫帕秒的稠油环，油层发育薄、剩余油分散，却一直与上层系砂层组进行常规水驱合采，由于油稠“出工不出力”，稠稀干扰严重，稠油很难驱动。开展细分层系调整，对上层系稀油进行常规开发，对下层系黏度大于3000毫帕秒、有效厚度大于8米、净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发，经过先导试验和工业化推广，动用低效水驱稠油地质储量，采收率达到22.5%。
2.3 高泥质含量稠油环防砂解堵技术，提高采收率
稠油环泥质含量高达15～20%，注汽过程中地层堵塞严重，造成周期生产时间短、产量下降快。通过开展储层伤害机理室内研究及敏感性评价，滨南采油厂找出了水敏、盐敏及速敏的主要影响因素，并采取一系列措施：添加热采助剂，减少油层伤害，降低注汽压力，解堵成功率达到89.5%，平均注汽压力降低2-3兆帕，油汽比提高0.26；应用高温防膨剂处理近井地带、注二氧化碳补充地层能量、注油溶性降黏剂、驱油剂降低注汽启动压力，为低效稠油油藏突破产能关、实现有效开发提供了技术保障；推广应用热采井一次防砂新工艺，缩短了注汽后作业占井周期，满足了一周期或多轮次注汽的需要，？降低了热采成本。通过配套工艺措施和井网的扩边，增可采储量530万吨，采收率达到20.4%，提高13.9个百分点。
2.4应用水侵综合治理技术，提高热效率
受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用的稠油环，开发过程中，容易造成边底水和注入水向稠油环推进。针对不同时期、部位水侵方式的差异，采取“排、停、堵、避”综合治理技术。“排”，对热采区高含水区域的边部热采井下大泵排液，抑制边底水向内部推进。“停”，停注降注热采区附近同层系常规注水井，减少注入水水侵。“堵”即优选热采区含水较高热采井实施高温封堵，降低单井含水。“避”：“纵向避底”，避射油层下部，利用层内夹层抑制底水锥进；“平面避边”，新井避开边水或注水井排200-500米布井，抑制边水推进。近年重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术，达到扩大油层加热带、增加弹性气驱能量、降低油水界面、提高驱油效率、减少热损失的目的。在稠油单元共实施氮气调剖55井次，平均单井日增油4.8吨，含水下降12.3%，措施有效期350天，效果显著。通过水侵综合治理，热采老井自然递减率下降到16.9%，含水上升率下降到1.36%。
3 油田稠油开发新技术
3.1 高含水期化学蒸汽驱提高采收率
目的是攻关稠油蒸汽吞吐中后期大幅度提高采收率技术，即在蒸汽驱中加入氮气泡沫，利用泡沫的堵水调剖作用，使蒸汽均衡推进，在补充地层能量的同时，减少或延缓汽窜，克服单纯蒸汽驱的不足。区域含油面积0.77平方千米，地质储量184万吨，预计可提高采收率18.1%，最终采收率可提高至53.4%。
3.2 稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率
目的是探索普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率技术，试验井组为4个141×200m的反九点法井组，含油面积0.42km2，地质储量115万吨，预计可提高采收率24.4%，最终采收率可达48.5%。
3.3 开展实施一注多采和间歇汽驱试验，减缓自然递减，夯实稠油稳产基础。
蒸汽驱是持续（或间歇）地从注入井向油藏注入蒸汽，以加热整个油藏，将地下原油加热并驱向邻近的生产井不断采出的一种开采方法。优选符合蒸汽驱条件断块定为油田蒸汽驱的试验田，不加化学药剂的“纯”蒸汽驱试验项目，自展开以来，平均单井日油由汽驱前的4.0吨上升到目前的8.5吨，汽驱段增油3.1万吨，目前采收率提高10.2？%。在地层压降大热采区实施一注多采试验，增油3.5万吨，使稠油自然递减下降了6.7%，进一步夯实油田稳产基础。
4 加强注汽过程管理，确保热采效果
通过对注汽区块现场试验以及对注汽锅炉相关指标的研究，在高压低渗区块注汽开发不同的工况下，综合考虑其他相关指标以及相关因素，对提高注汽开发效果非常关键。热采注汽开发过程中，根据不同区块、不同井组的实际情况对注汽效果进行跟踪，为动态调控注汽井注汽强度提供理论依据和参考指标。地面设备设施的完好对注汽质量有较大的影响。对地面管线采取较好的保温措施可减少热损失。在加强设备设施检查与维护的情况下，可有效降低锅炉故障停机次数。
参考文献：
[1]孟祥明. 稀油油藏蒸汽驱注汽参数优化研究[J]. 内蒙古石油化工. 2012（07）.
[2]史紅芳. 提高稠油注汽开发质量效果的探讨[J]. 石油工业技术监督. 2012（04）.
[关键词]油田 稠油 油藏特征 技术对策
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）24-0398-01
前 言
滨南采油厂稠油油藏受边底水和注水水侵影响大，特别是目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，投资风险和技术难度不断增大。在这种情况下，稠油产量保持持续增长以及今后的挖潜方向是摆在开发工作者面前期待解决的难题。
1 稠油开发现状
滨南稠油热采开发多年，目前面临的矛盾十分突出。稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量将呈下降趋势，目前含水大于80%的井占总井数的66.6%，较2012年同期增长2个百分点；近几年投入的稠油环油藏品位低，调整潜力小，热采开发效果差；同时，随着勘探程度的增高，新增动用热采储量不足的矛盾加剧，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
2 稠油油藏特征与开发对策
2.1 实施井网加密，提高采收率
采油厂热采开发实践发现，吞吐加热半径有限，井间剩余油富集，井网加密是动用井间剩余油最为有效的技术手段。“十五”以来，对油层厚度大、基础井网较完善层系稠油环采用直井加密，投产一次加密井，产量为周围老井的1～1.5倍，含水低5～15个百分点，平均单井增加可采储量2万吨，提高采收率16%。而对油水关系较复杂的稠油环，则采用水平井联合直井优化加密，共实施联合布井加密井和水平井，单井控制储量10万吨，采收率提高19.7%。
2.2 低效水驱稠油转热采技术
对于原油黏度为4000～6500毫帕秒的稠油环，油层发育薄、剩余油分散，却一直与上层系砂层组进行常规水驱合采，由于油稠“出工不出力”，稠稀干扰严重，稠油很难驱动。开展细分层系调整，对上层系稀油进行常规开发，对下层系黏度大于3000毫帕秒、有效厚度大于8米、净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发，经过先导试验和工业化推广，动用低效水驱稠油地质储量，采收率达到22.5%。
2.3 高泥质含量稠油环防砂解堵技术，提高采收率
稠油环泥质含量高达15～20%，注汽过程中地层堵塞严重，造成周期生产时间短、产量下降快。通过开展储层伤害机理室内研究及敏感性评价，滨南采油厂找出了水敏、盐敏及速敏的主要影响因素，并采取一系列措施：添加热采助剂，减少油层伤害，降低注汽压力，解堵成功率达到89.5%，平均注汽压力降低2-3兆帕，油汽比提高0.26；应用高温防膨剂处理近井地带、注二氧化碳补充地层能量、注油溶性降黏剂、驱油剂降低注汽启动压力，为低效稠油油藏突破产能关、实现有效开发提供了技术保障；推广应用热采井一次防砂新工艺，缩短了注汽后作业占井周期，满足了一周期或多轮次注汽的需要，？降低了热采成本。通过配套工艺措施和井网的扩边，增可采储量530万吨，采收率达到20.4%，提高13.9个百分点。
2.4应用水侵综合治理技术，提高热效率
受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用的稠油环，开发过程中，容易造成边底水和注入水向稠油环推进。针对不同时期、部位水侵方式的差异，采取“排、停、堵、避”综合治理技术。“排”，对热采区高含水区域的边部热采井下大泵排液，抑制边底水向内部推进。“停”，停注降注热采区附近同层系常规注水井，减少注入水水侵。“堵”即优选热采区含水较高热采井实施高温封堵，降低单井含水。“避”：“纵向避底”，避射油层下部，利用层内夹层抑制底水锥进；“平面避边”，新井避开边水或注水井排200-500米布井，抑制边水推进。近年重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术，达到扩大油层加热带、增加弹性气驱能量、降低油水界面、提高驱油效率、减少热损失的目的。在稠油单元共实施氮气调剖55井次，平均单井日增油4.8吨，含水下降12.3%，措施有效期350天，效果显著。通过水侵综合治理，热采老井自然递减率下降到16.9%，含水上升率下降到1.36%。
3 油田稠油开发新技术
3.1 高含水期化学蒸汽驱提高采收率
目的是攻关稠油蒸汽吞吐中后期大幅度提高采收率技术，即在蒸汽驱中加入氮气泡沫，利用泡沫的堵水调剖作用，使蒸汽均衡推进，在补充地层能量的同时，减少或延缓汽窜，克服单纯蒸汽驱的不足。区域含油面积0.77平方千米，地质储量184万吨，预计可提高采收率18.1%，最终采收率可提高至53.4%。
3.2 稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率
目的是探索普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率技术，试验井组为4个141×200m的反九点法井组，含油面积0.42km2，地质储量115万吨，预计可提高采收率24.4%，最终采收率可达48.5%。
3.3 开展实施一注多采和间歇汽驱试验，减缓自然递减，夯实稠油稳产基础。
蒸汽驱是持续（或间歇）地从注入井向油藏注入蒸汽，以加热整个油藏，将地下原油加热并驱向邻近的生产井不断采出的一种开采方法。优选符合蒸汽驱条件断块定为油田蒸汽驱的试验田，不加化学药剂的“纯”蒸汽驱试验项目，自展开以来，平均单井日油由汽驱前的4.0吨上升到目前的8.5吨，汽驱段增油3.1万吨，目前采收率提高10.2？%。在地层压降大热采区实施一注多采试验，增油3.5万吨，使稠油自然递减下降了6.7%，进一步夯实油田稳产基础。
4 加强注汽过程管理，确保热采效果
通过对注汽区块现场试验以及对注汽锅炉相关指标的研究，在高压低渗区块注汽开发不同的工况下，综合考虑其他相关指标以及相关因素，对提高注汽开发效果非常关键。热采注汽开发过程中，根据不同区块、不同井组的实际情况对注汽效果进行跟踪，为动态调控注汽井注汽强度提供理论依据和参考指标。地面设备设施的完好对注汽质量有较大的影响。对地面管线采取较好的保温措施可减少热损失。在加强设备设施检查与维护的情况下，可有效降低锅炉故障停机次数。
参考文献：
[1]孟祥明. 稀油油藏蒸汽驱注汽参数优化研究[J]. 内蒙古石油化工. 2012（07）.
[2]史紅芳. 提高稠油注汽开发质量效果的探讨[J]. 石油工业技术监督. 2012（04）.