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[摘 要]曙一区兴隆台为我厂主要产能建设区块，近年来新井平面上向边部扩展，储层物性变差、纵向上向顶水下窜，油井投产效果逐年变差，新井低周期主要表现为“采注比低、出砂、出水及汽窜严重”。制定三个合理一个配套的超稠油管理办法，细化“注、焖、放、下、采”全过程管理，提高了新井低周期生产效果，实现了增油创效目的。
[关键词]新井 采注比 出砂 出水
中图分类号：TE313.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）04-0602-01
前言
杜84兴隆台东为曙一区兴隆台的主力区块，也为我厂主要产能建设区块，属于顶底水互层状超稠油油藏， 2001-2012年共经历了十一次从主体到边部的滚动投产过程。近年来， 新井平面上向边部扩展，储层物性变差、纵向上顶水下窜，油井投产效果逐年变差。旨在为低周期超稠油新井开发提供参考。
1 区块概况
杜84兴隆台东含油面积0.19km2，地质储量250×104t，开发目的层为下第三系沙河街组一、二段兴隆台油层，储层平均孔隙度26.6%，渗透率1.717μm2，含油饱和度55%，泥质含量4.2%，属高孔、高渗、低泥质含量储层。
截止2012年12月底，区块总井数124口，开井78口，日产液1017t，日产油382t，综合含水62.5% ，区块累计采油93.8×104t，累计注汽219.0×104t，累计油汽比0.43。
2007-2012年期间，区块相继投产新井53口，单井生产时间42天，周期产油305吨，周期内日产油水平7.2吨，周期油汽比0.22，主要开发指标较2007年均有不同程度下降。
2 新井存在问题及分析
2.1 注汽压力高
统计2007年以来投产的新井，前三周期单井平均注汽压力为14.7Mpa，对比2007年前主体区域上升0.8Mpa。分析造成注不进的原因：新井储层物性变差，较主体区域，平均单井射开厚度对比下降7.3m，单层厚度对比下降1.1m，含油饱和度对比下降5.7%，有效孔隙度对比下降1.8%，渗透率对比下降0.155μm2，油井向边部扩展，泥质含量对比上升1.2%。
2.2 注汽质量差
07年以来新井，平均锅炉出口干度68%，平均温度313℃，对比主体区域平均干度下降6.8%，温度下降23℃。分析造成干度不够的原因： 一方面由于由于油层物性变差，吸热能力下降，注汽压力上升导致干度正常下降；另一方面，新井所处地理位置靠近边部，注汽管网控制面随之扩大，跨路龙门多，管线长度增加，管网压差、温降及干度损耗逐渐递增，导致注汽压力异常。
2.3 高渗单层突进
统计2007年以来投产新井当年汽窜数据显示，累计发生汽窜70井次，占注汽井次的32%，累计影响产量达5430t。吸汽剖面监测显示，单层突进较为严重，个别单层吸汽百分比达到40%以上，单层吸汽强度215 t/m，对比设计平均注汽强度65 t/m高出150t/m。高渗单层突进现象非常明显，导致油井汽窜。
2.4 生产压差大导致油井出砂套坏
2007年以来投产新井因出砂造成套坏3井次，检泵25井次，热采冲砂28井次，累计出砂2.4m3，平均出砂粒径0.2mm。油井在放喷期或开井初期，生产压差控制不合理，极易造成油井出砂。
3 实施对策及效果
通过认真分析在新井投产过程中出现的问题，我们把制定合理的投产方案和相配套的科学的管理方法作为提高新井投产效果的切入点，细化“注、焖、放、下、采”生产过程管理，保证整个生产过程平稳连续。
3.1 合理设计注汽参数
针对新井储层物性变差，对新井适当降低注汽强度，确保低周期动用，累计实施32井次。新井直井1-3周期注汽强度，分别对比主体区域下降4.6%，3.4%和9.1%，周期强度增幅也下降了4%。通过合理设计注汽参数，有效解决了地层憋压问题。注汽速度优化：分析新井油层发育特征和动用状况，采取不同的注汽速度，即扩边未动用区域油层温度低，注汽速度为6-8t/d；中部调整井油层已部分动用，设计注汽速度为15-17t/d。
3.2 合理选择注汽方式
3.2.1 平面上进行区域组合
在井间加密水平井杜84兴H2043-2044区域，100m井距内开发同层位直井24口。为控制汽窜规模，投产时实施区域组合注汽直井12口，占50%，有效控制了汽窜规模，同时提高了水平井生产效果。
3.2.2 纵向上进行层位组合
杜84-37-53井吸汽剖面显示，该井射开油层下部不吸汽，对此，我们对其井组4口井进行油层组对比的基础上，进行层位组合，在3周期即开始实施配汽措施。
3.3 配套实施工艺措施
3.3.1 早期实施化学助排提高采注比
提高油井采注比，是新井油层得到正常动用的关键。对此，我们在2、3周期开始实施化学助排措施。阶段实施18井次，实施后平均单井周期产量达到423t，对比实施前增加281t，采注比也由实施前的0.29提高到0.6，提高0.31。
3.3.2 对单层厚度薄且泥质含量高井实施预处理
杜84-39-51区域4口井平均泥质含量9.6%，单层最高泥质含量达40.3%。泥质成分受热膨胀，堵塞渗流孔道、弱化胶结程度。对此，我们在1周期配套实施了油层预处理措施。4口井措施后注汽压力均低于14.5Mpa，干度达75%。
3.3.3 针对出砂、套坏的矛盾，实施防砂措施
杜84-27-81井区出砂严重，周围4口井均因出砂导致套坏关井，该井二轮热采发现出砂严重，粒径0.2-0.8cm.未进行完井，实施人工井壁防砂措施。
3.4 合理控制生产压差，抑制油层出砂
通过对兴隆台油层出砂区域规律的摸索，制定新井采液强度标准，即杜84-3753不出砂區域采液强度1.5t/m，杜84-2781、杜842595二个出砂区域采液强度控制在0.9t/m。起到了非常好的防砂效果。
4 实施效果评价
2011-2013年共投产24口新井，投产过程中注汽压力下降，注汽质量提高。初期生产效果明显好于往年。当年阶段产油2.5万吨，对比计划多产油0.3万吨，新井油汽比达到0.21，开发效果得到明显改善。
5 结论及认识
（1）杜84兴隆台东新井在低周期生产过程中，“注不井，采不出”问题是影响生产效果的主要因素。
（2）制定并细化了“注、焖、放、下、采”全过程管理标准，提高了新井开发效果。
（3）制定合理的投产方案和相配套管理方法是提高新井投产效果的有效手段，也为类似油藏新井开发提供了可借鉴经验。
参考文献
[1] 刘文章，热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：149.
[2] 许国民，曙光油田稠油开发技术与实际[M].沈阳：辽宁科学技术出版社，2010.12：35-36.
作者简介
张志中（1977- ），男，2000年7月毕业于西南石油学院石油与天然气地质勘查专业，主要从事油田开发工作。
[关键词]新井 采注比 出砂 出水
中图分类号：TE313.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）04-0602-01
前言
杜84兴隆台东为曙一区兴隆台的主力区块，也为我厂主要产能建设区块，属于顶底水互层状超稠油油藏， 2001-2012年共经历了十一次从主体到边部的滚动投产过程。近年来， 新井平面上向边部扩展，储层物性变差、纵向上顶水下窜，油井投产效果逐年变差。旨在为低周期超稠油新井开发提供参考。
1 区块概况
杜84兴隆台东含油面积0.19km2，地质储量250×104t，开发目的层为下第三系沙河街组一、二段兴隆台油层，储层平均孔隙度26.6%，渗透率1.717μm2，含油饱和度55%，泥质含量4.2%，属高孔、高渗、低泥质含量储层。
截止2012年12月底，区块总井数124口，开井78口，日产液1017t，日产油382t，综合含水62.5% ，区块累计采油93.8×104t，累计注汽219.0×104t，累计油汽比0.43。
2007-2012年期间，区块相继投产新井53口，单井生产时间42天，周期产油305吨，周期内日产油水平7.2吨，周期油汽比0.22，主要开发指标较2007年均有不同程度下降。
2 新井存在问题及分析
2.1 注汽压力高
统计2007年以来投产的新井，前三周期单井平均注汽压力为14.7Mpa，对比2007年前主体区域上升0.8Mpa。分析造成注不进的原因：新井储层物性变差，较主体区域，平均单井射开厚度对比下降7.3m，单层厚度对比下降1.1m，含油饱和度对比下降5.7%，有效孔隙度对比下降1.8%，渗透率对比下降0.155μm2，油井向边部扩展，泥质含量对比上升1.2%。
2.2 注汽质量差
07年以来新井，平均锅炉出口干度68%，平均温度313℃，对比主体区域平均干度下降6.8%，温度下降23℃。分析造成干度不够的原因： 一方面由于由于油层物性变差，吸热能力下降，注汽压力上升导致干度正常下降；另一方面，新井所处地理位置靠近边部，注汽管网控制面随之扩大，跨路龙门多，管线长度增加，管网压差、温降及干度损耗逐渐递增，导致注汽压力异常。
2.3 高渗单层突进
统计2007年以来投产新井当年汽窜数据显示，累计发生汽窜70井次，占注汽井次的32%，累计影响产量达5430t。吸汽剖面监测显示，单层突进较为严重，个别单层吸汽百分比达到40%以上，单层吸汽强度215 t/m，对比设计平均注汽强度65 t/m高出150t/m。高渗单层突进现象非常明显，导致油井汽窜。
2.4 生产压差大导致油井出砂套坏
2007年以来投产新井因出砂造成套坏3井次，检泵25井次，热采冲砂28井次，累计出砂2.4m3，平均出砂粒径0.2mm。油井在放喷期或开井初期，生产压差控制不合理，极易造成油井出砂。
3 实施对策及效果
通过认真分析在新井投产过程中出现的问题，我们把制定合理的投产方案和相配套的科学的管理方法作为提高新井投产效果的切入点，细化“注、焖、放、下、采”生产过程管理，保证整个生产过程平稳连续。
3.1 合理设计注汽参数
针对新井储层物性变差，对新井适当降低注汽强度，确保低周期动用，累计实施32井次。新井直井1-3周期注汽强度，分别对比主体区域下降4.6%，3.4%和9.1%，周期强度增幅也下降了4%。通过合理设计注汽参数，有效解决了地层憋压问题。注汽速度优化：分析新井油层发育特征和动用状况，采取不同的注汽速度，即扩边未动用区域油层温度低，注汽速度为6-8t/d；中部调整井油层已部分动用，设计注汽速度为15-17t/d。
3.2 合理选择注汽方式
3.2.1 平面上进行区域组合
在井间加密水平井杜84兴H2043-2044区域，100m井距内开发同层位直井24口。为控制汽窜规模，投产时实施区域组合注汽直井12口，占50%，有效控制了汽窜规模，同时提高了水平井生产效果。
3.2.2 纵向上进行层位组合
杜84-37-53井吸汽剖面显示，该井射开油层下部不吸汽，对此，我们对其井组4口井进行油层组对比的基础上，进行层位组合，在3周期即开始实施配汽措施。
3.3 配套实施工艺措施
3.3.1 早期实施化学助排提高采注比
提高油井采注比，是新井油层得到正常动用的关键。对此，我们在2、3周期开始实施化学助排措施。阶段实施18井次，实施后平均单井周期产量达到423t，对比实施前增加281t，采注比也由实施前的0.29提高到0.6，提高0.31。
3.3.2 对单层厚度薄且泥质含量高井实施预处理
杜84-39-51区域4口井平均泥质含量9.6%，单层最高泥质含量达40.3%。泥质成分受热膨胀，堵塞渗流孔道、弱化胶结程度。对此，我们在1周期配套实施了油层预处理措施。4口井措施后注汽压力均低于14.5Mpa，干度达75%。
3.3.3 针对出砂、套坏的矛盾，实施防砂措施
杜84-27-81井区出砂严重，周围4口井均因出砂导致套坏关井，该井二轮热采发现出砂严重，粒径0.2-0.8cm.未进行完井，实施人工井壁防砂措施。
3.4 合理控制生产压差，抑制油层出砂
通过对兴隆台油层出砂区域规律的摸索，制定新井采液强度标准，即杜84-3753不出砂區域采液强度1.5t/m，杜84-2781、杜842595二个出砂区域采液强度控制在0.9t/m。起到了非常好的防砂效果。
4 实施效果评价
2011-2013年共投产24口新井，投产过程中注汽压力下降，注汽质量提高。初期生产效果明显好于往年。当年阶段产油2.5万吨，对比计划多产油0.3万吨，新井油汽比达到0.21，开发效果得到明显改善。
5 结论及认识
（1）杜84兴隆台东新井在低周期生产过程中，“注不井，采不出”问题是影响生产效果的主要因素。
（2）制定并细化了“注、焖、放、下、采”全过程管理标准，提高了新井开发效果。
（3）制定合理的投产方案和相配套管理方法是提高新井投产效果的有效手段，也为类似油藏新井开发提供了可借鉴经验。
参考文献
[1] 刘文章，热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：149.
[2] 许国民，曙光油田稠油开发技术与实际[M].沈阳：辽宁科学技术出版社，2010.12：35-36.
作者简介
张志中（1977- ），男，2000年7月毕业于西南石油学院石油与天然气地质勘查专业，主要从事油田开发工作。