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摘 要：井楼油田零区开发层系单一，经过二十多年的蒸汽吞吐开采，蒸汽吞吐开采效果越来越差，出现了主力层Ⅲ6层南部吞吐周期高，低产低效井多、及开发效果差汽窜严重等一系列问题，为改善区块开发效果，对区块实施氮气辅助面积蒸汽驱进行潜力分析，最终认为本区块适合实施氮气辅助面积蒸汽驱，措施后较好的改善了区块开发效果，为同类油田蒸汽驱开发提供了相关经验。
一、油藏地质特征及开发简况
1、油藏地质特征
井楼油田零区位于前杜楼鼻状构造的南翼，地层由东南向西北平缓抬起，倾角较缓，约11度，油藏类型为岩性油藏。区块含油面积2.33km2，地质储量106万吨，实际动用储量106万吨。全区含油层位Ⅱ-Ⅳ砂组，单井油层有效厚度1.0m-11.4m，单层有效厚度小于4m。目前共开发了一套主力层系：Ⅲ6层，其余均为兼采层（Ⅱ6、Ⅳ2层、Ⅳ5层、Ⅳ8层、Ⅳ9层）
井楼油田零区主力油层为Ⅲ6层，岩性为一套浅灰色细-粉砂岩，属水下辫状河道沉积。油层埋藏深度263.9-428.5m，平均346.2m；油层原始地层压力2.68-4.19MPa；原始地层温度26.9-34℃；砂层厚度1.3-12.6m，平均7.2m，有效厚度0.6-11.4m，平均5.0m；纯总厚度比0.3-0.6，平均0.4；孔隙度32%；渗透率2.1μm2，原始含油饱和度70%，脱气原油密度0.953-0.960g/cm3；油层温度下脱气原油粘度16111-21445mPa.s，沥青质和胶质含量31.5-42.6%，含蜡6.0-8.2%，含硫0.25-0.32%，凝固点0-19℃，属特稠油。
2、开发简况
1986年9月，零区楼101和楼资2井首次进行了单井吞吐实验。 1987年9月零区先导试验区正式投入吞吐试验。1990年12月初转入蒸汽驱试验。至2000年底处于先导试验区的井陆续工程关井或地质关井。随着2004年楼资2井扶产，零区陆续投入新井，截止2012年12月，区块共有吞吐采油井171口，其中正常吞吐井37口，低效井77口， 地质关井47口，工程关井10口。
零区2012年12月正常生产井116口，核实日产液375.9吨，日产油57吨，综合含水84.8%，平均日注汽222吨，油汽比0.26，采注比1.69。截止2012年底，全区累计注汽144.3023万吨，累计产液169.8043万吨，累计产油36.3671万吨，综合含水78.6%，累计油汽比0.25，采注比1.18，采出程度35.0%。
二、开发形势分析及开发中存在的主要问题
1、开发形势分析
井楼油田零区开发层系单一，经过二十多年的蒸汽吞吐开采，蒸汽吞吐开采效果越来越差，递减逐步加大。
2、开发中存在的主要问题
（1）主力层Ⅲ6层南部吞吐周期高，低产低效井多，开发效果差
零区主力层Ⅲ6层南部目前生产井29口，累计吞吐380井次，平均单井吞吐12.3个周期，进入高周期吞吐；低效井21口，占总生产井的72.4%，吞吐开发效果变差。
（2）汽窜严重，影响开发效果
由于油藏埋藏浅、胶结疏松，地层破裂压力低，油藏非均质性严重，再加上零区经过二十多年的开发，油井已达到12个吞吐周期，造成蒸汽吞吐过程中汽窜严重，汽窜方向也由单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、层间窜发展，造成大量的热能损失，严重影响区块开发效果。
三、运用氮气辅助面积蒸汽驱油藏潜力分析
1、平面上潜力分析
受油层物性及边底水影响，边部及井间蒸汽波及体积小，储量动用差，剩余油较富集。
2、剖面上潜力分析
因储层物性差异大，高渗层因油层物性好，动用程度高；中低渗透层因物性差，动用程度较低。从剩余油监测资料可以看出，零区油井纵向上油层动用程度差异大，弱水淹井段为下步潜力层段，厚度11m，占总厚度的33%。
四、氮气辅助面积蒸汽驱现场试验
1、确定氮气辅助面积蒸汽驱时机
经过多轮次蒸汽吞吐的稠油油藏容易出现汽窜现象，一旦發生汽窜，即可导致油藏加热不均，从而致使蒸汽波及体积减小，热利用率降低，经济效益变差。区域油藏出现多条汽窜通道，形成面积窜，即可实施氮气辅助面积驱。
2、氮气辅助面积蒸汽驱方式
为解决面积窜，挖潜层内及井间剩余油，将射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的油井作为一个井组，对汽窜中心井采取高强度调剖措施，其它油井根据液量、温度采取氮气助排措施或者氮气辅助热处理措施。
3、氮气辅助面积蒸汽驱注采参数优化
氮气量按需封堵层、段体积设计，注氮半径按15-20米计算：
V氮=（π*r2*h*φ-Q汽）*（T地表+273.16）*P地层/0.1/（T注汽+273.16）
蒸汽量按目前已动用体积+扩大体积设计：
Q汽= π*h（r扩大+Q油/ （π *h*φ*S油）^（1/2））^2
4、实施效果分析
零区从2013年10开始在楼J0611井组实施氮气辅助面积蒸汽驱，截止2015年6月共实施2个井组，分别汽驱5个和7个轮次，共产油11569吨，油汽比0.32， 采注比1.82， 汽驱采出程度4.5%。
实例：楼J0611井组氮气辅助面积蒸汽驱效果
楼J0611组合单元Ⅲ6层为薄互层稠油油层，单井平均有效厚度5.7米，平均孔隙度30.7%，平均渗透率1.949um2，平均含油饱和度62.21%，平面孔隙度26.9-35.1%，渗透率1.094-3.704um2。地质储量10.3万吨，平均单井有效厚度5.7米。
该井组吞吐阶段累计产油48053.4吨，核实吞吐采出程度32.8%。平均单井吞吐16.3个周期，其中楼J0611井吞吐7个周期，采出程度低仅11.3%，楼0511、楼0610、楼J0710、楼0810、楼J0512等井均为吞吐周期高的老井，采出程度较高达到30%以上。目前9口井日产液45.3吨，日产油8.9吨，综合含水80.4%
零区楼J0611组合单元共有9口井，注汽井1口（楼J0611），采油井8口（楼J0710、楼J0610、楼J0810、楼J0711、楼J0612、楼J0511、楼J0512、楼J0509），共有汽窜通道14条，其中双向窜通道1条，被窜通道13条，注汽时呈现面积汽窜现象，导致热能利用率降低，蒸汽波及体积受到限制，油层平剖面动用不均（汽窜情况见图4）。为了保持平面上注汽压力平衡，扩大蒸汽波及体积，提高油层平剖面动用程度，进一步改善汽窜区域油井的吞吐效果，对楼J0611组合单元实施氮气辅助面积注汽措施。
从表5中和图5中五个轮次的蒸汽驱生产状况看，周期平均产油量1410吨，最高周期产油量2185吨，最低861吨，单井日产油水平达到1.73吨/天，与吞吐后期0.5吨/天相比提高1.2吨 /天，油汽比平均达到了0.42，采注比2.14，氮气辅助蒸汽驱采出程度4.8%。
五、结论及认识
1、氮气辅助面积蒸汽驱时机为区域油藏出现多条汽窜通道，形成面积窜，即可实施氮气辅助面积驱。
2、氮气辅助面积蒸汽驱方式是为解决面积窜，挖潜层内及井间剩余油，将射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的油井作为一个井组，对汽窜中心井采取高强度调剖措施，其它油井根据液量、温度采取氮气助排措施或者氮气辅助热处理措施。
3、零区从2013年10开始在楼J0611井组实施氮气辅助面积蒸汽驱，截止2015年6月共实施2个井组，分别汽驱5个和7个轮次，共产油11569吨，油汽比0.32， 采注比1.82， 汽驱采出程度4.5%，本区块实施氮气辅助面积蒸汽驱取得较好的效果，并为相似油藏实施氮气辅助面积蒸汽驱具有指导意义。
参考文献：
[1]刘文章.普通稠油油藏二次热采开发模式综述.特种油气藏，1998：5（2），1-7.
[2]黄鸥，黄忠廉译.油田稠油热采技术综述.国外油田工程，1997：1（6）.
一、油藏地质特征及开发简况
1、油藏地质特征
井楼油田零区位于前杜楼鼻状构造的南翼，地层由东南向西北平缓抬起，倾角较缓，约11度，油藏类型为岩性油藏。区块含油面积2.33km2，地质储量106万吨，实际动用储量106万吨。全区含油层位Ⅱ-Ⅳ砂组，单井油层有效厚度1.0m-11.4m，单层有效厚度小于4m。目前共开发了一套主力层系：Ⅲ6层，其余均为兼采层（Ⅱ6、Ⅳ2层、Ⅳ5层、Ⅳ8层、Ⅳ9层）
井楼油田零区主力油层为Ⅲ6层，岩性为一套浅灰色细-粉砂岩，属水下辫状河道沉积。油层埋藏深度263.9-428.5m，平均346.2m；油层原始地层压力2.68-4.19MPa；原始地层温度26.9-34℃；砂层厚度1.3-12.6m，平均7.2m，有效厚度0.6-11.4m，平均5.0m；纯总厚度比0.3-0.6，平均0.4；孔隙度32%；渗透率2.1μm2，原始含油饱和度70%，脱气原油密度0.953-0.960g/cm3；油层温度下脱气原油粘度16111-21445mPa.s，沥青质和胶质含量31.5-42.6%，含蜡6.0-8.2%，含硫0.25-0.32%，凝固点0-19℃，属特稠油。
2、开发简况
1986年9月，零区楼101和楼资2井首次进行了单井吞吐实验。 1987年9月零区先导试验区正式投入吞吐试验。1990年12月初转入蒸汽驱试验。至2000年底处于先导试验区的井陆续工程关井或地质关井。随着2004年楼资2井扶产，零区陆续投入新井，截止2012年12月，区块共有吞吐采油井171口，其中正常吞吐井37口，低效井77口， 地质关井47口，工程关井10口。
零区2012年12月正常生产井116口，核实日产液375.9吨，日产油57吨，综合含水84.8%，平均日注汽222吨，油汽比0.26，采注比1.69。截止2012年底，全区累计注汽144.3023万吨，累计产液169.8043万吨，累计产油36.3671万吨，综合含水78.6%，累计油汽比0.25，采注比1.18，采出程度35.0%。
二、开发形势分析及开发中存在的主要问题
1、开发形势分析
井楼油田零区开发层系单一，经过二十多年的蒸汽吞吐开采，蒸汽吞吐开采效果越来越差，递减逐步加大。
2、开发中存在的主要问题
（1）主力层Ⅲ6层南部吞吐周期高，低产低效井多，开发效果差
零区主力层Ⅲ6层南部目前生产井29口，累计吞吐380井次，平均单井吞吐12.3个周期，进入高周期吞吐；低效井21口，占总生产井的72.4%，吞吐开发效果变差。
（2）汽窜严重，影响开发效果
由于油藏埋藏浅、胶结疏松，地层破裂压力低，油藏非均质性严重，再加上零区经过二十多年的开发，油井已达到12个吞吐周期，造成蒸汽吞吐过程中汽窜严重，汽窜方向也由单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、层间窜发展，造成大量的热能损失，严重影响区块开发效果。
三、运用氮气辅助面积蒸汽驱油藏潜力分析
1、平面上潜力分析
受油层物性及边底水影响，边部及井间蒸汽波及体积小，储量动用差，剩余油较富集。
2、剖面上潜力分析
因储层物性差异大，高渗层因油层物性好，动用程度高；中低渗透层因物性差，动用程度较低。从剩余油监测资料可以看出，零区油井纵向上油层动用程度差异大，弱水淹井段为下步潜力层段，厚度11m，占总厚度的33%。
四、氮气辅助面积蒸汽驱现场试验
1、确定氮气辅助面积蒸汽驱时机
经过多轮次蒸汽吞吐的稠油油藏容易出现汽窜现象，一旦發生汽窜，即可导致油藏加热不均，从而致使蒸汽波及体积减小，热利用率降低，经济效益变差。区域油藏出现多条汽窜通道，形成面积窜，即可实施氮气辅助面积驱。
2、氮气辅助面积蒸汽驱方式
为解决面积窜，挖潜层内及井间剩余油，将射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的油井作为一个井组，对汽窜中心井采取高强度调剖措施，其它油井根据液量、温度采取氮气助排措施或者氮气辅助热处理措施。
3、氮气辅助面积蒸汽驱注采参数优化
氮气量按需封堵层、段体积设计，注氮半径按15-20米计算：
V氮=（π*r2*h*φ-Q汽）*（T地表+273.16）*P地层/0.1/（T注汽+273.16）
蒸汽量按目前已动用体积+扩大体积设计：
Q汽= π*h（r扩大+Q油/ （π *h*φ*S油）^（1/2））^2
4、实施效果分析
零区从2013年10开始在楼J0611井组实施氮气辅助面积蒸汽驱，截止2015年6月共实施2个井组，分别汽驱5个和7个轮次，共产油11569吨，油汽比0.32， 采注比1.82， 汽驱采出程度4.5%。
实例：楼J0611井组氮气辅助面积蒸汽驱效果
楼J0611组合单元Ⅲ6层为薄互层稠油油层，单井平均有效厚度5.7米，平均孔隙度30.7%，平均渗透率1.949um2，平均含油饱和度62.21%，平面孔隙度26.9-35.1%，渗透率1.094-3.704um2。地质储量10.3万吨，平均单井有效厚度5.7米。
该井组吞吐阶段累计产油48053.4吨，核实吞吐采出程度32.8%。平均单井吞吐16.3个周期，其中楼J0611井吞吐7个周期，采出程度低仅11.3%，楼0511、楼0610、楼J0710、楼0810、楼J0512等井均为吞吐周期高的老井，采出程度较高达到30%以上。目前9口井日产液45.3吨，日产油8.9吨，综合含水80.4%
零区楼J0611组合单元共有9口井，注汽井1口（楼J0611），采油井8口（楼J0710、楼J0610、楼J0810、楼J0711、楼J0612、楼J0511、楼J0512、楼J0509），共有汽窜通道14条，其中双向窜通道1条，被窜通道13条，注汽时呈现面积汽窜现象，导致热能利用率降低，蒸汽波及体积受到限制，油层平剖面动用不均（汽窜情况见图4）。为了保持平面上注汽压力平衡，扩大蒸汽波及体积，提高油层平剖面动用程度，进一步改善汽窜区域油井的吞吐效果，对楼J0611组合单元实施氮气辅助面积注汽措施。
从表5中和图5中五个轮次的蒸汽驱生产状况看，周期平均产油量1410吨，最高周期产油量2185吨，最低861吨，单井日产油水平达到1.73吨/天，与吞吐后期0.5吨/天相比提高1.2吨 /天，油汽比平均达到了0.42，采注比2.14，氮气辅助蒸汽驱采出程度4.8%。
五、结论及认识
1、氮气辅助面积蒸汽驱时机为区域油藏出现多条汽窜通道，形成面积窜，即可实施氮气辅助面积驱。
2、氮气辅助面积蒸汽驱方式是为解决面积窜，挖潜层内及井间剩余油，将射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的油井作为一个井组，对汽窜中心井采取高强度调剖措施，其它油井根据液量、温度采取氮气助排措施或者氮气辅助热处理措施。
3、零区从2013年10开始在楼J0611井组实施氮气辅助面积蒸汽驱，截止2015年6月共实施2个井组，分别汽驱5个和7个轮次，共产油11569吨，油汽比0.32， 采注比1.82， 汽驱采出程度4.5%，本区块实施氮气辅助面积蒸汽驱取得较好的效果，并为相似油藏实施氮气辅助面积蒸汽驱具有指导意义。
参考文献：
[1]刘文章.普通稠油油藏二次热采开发模式综述.特种油气藏，1998：5（2），1-7.
[2]黄鸥，黄忠廉译.油田稠油热采技术综述.国外油田工程，1997：1（6）.