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摘 要：河南油田泌浅10区IV9层属于浅薄层特稠油油藏，单井平均吞吐达到10周期以上，可采储量采出程度已达64%。吞吐后期注入水和边水水淹严重、平、剖面矛盾突出，生产效果变差，实施综合治理前油组产能只有10吨左右。通过剩余油监测资料分析和沉积微相研究，有针对性地实施了氮气助排、泡沫调剖、降粘、复合调剖、潜力油井扶产及低效井调层回采等措施，油组产能上升到80吨以上，取得了较好的治理效果。
关键词：特稠油油藏；潜力；治理
1 地质概述及开发简况
1.1 地质概述
泌浅10区位于古城油田的西北部，断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造，西部有一条逆断层将断块分割成东西两部分，东区地层趋于单斜形式，倾角11-16℃，西区为特征明显的逆断层伴生的正牵引构造。区块叠加含油面积1.4km2，地质储量529×104t，已动用地质储量462×104t，可采储量217×104t，标定采收率42.7%，主要含油层位III-VII油组，共开发了三套主力层：IV7层、IV9层和VI3层，其余均为兼采层（III油组、IV1.2层、IV11层、V油组、和VI1.2层）。油藏埋深156.0-503.8m，油层有效厚度1.0-45.2m，单层有效厚度小于10.0m。储集层组成矿物以石英为主，岩屑以变质岩为主，胶结类型为孔隙型胶结。地层水水型NaHCO3型，总矿化度平均为7400-9300mg/L，原油密度0.9407-0.964g/cm3，油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s，胶质沥青质含量37.23-43.92%，平均41.24%，含蜡量2.68-8.57%，含硫0.21-0.3%，凝固点7-24℃。
1.2 开发简况
自1987年投入开发，已经历了20多年的开发历程，总井数282口，7周期以上的井占总吞吐井的76%，单井平均吞吐11.5个周期，已进入高周期吞吐生产阶段。局部实施一次井网开发，二次井网加密调整，3-5m及3m以下薄油层的动用，局部蒸汽驱和热水驱开发试验等阶段，三套主力层系IV7层立足于蒸汽吞吐，IV9层在蒸汽吞吐基础上实施间歇式蒸汽驱开采，VI3层以蒸汽吞吐为主，辅之以局部点式汽驱和热水驱，截止2014年8月，全区累计注汽354.07×104t，累计产液357.77×104t，产油80.84×104t，综合含水78%，累计油汽比0.23，可采储量采出程度37%。
2 剩余油潜力分析及化学辅助吞吐效果
2.1 剩余油潜力分析
2.1.1 平面上潜力
从储层动用上看，主力层Ⅳ7层地质储量51×104t，剩余地质储量40.4984×104t，采出程度20.6%；Ⅳ9层地质储量189×104t，剩余地质储量133.0360×104t，总体采出程度较高，但剩余油潜力也较大。从单井采出程度上看，Ⅳ7层平面上采出程度小于20%占总生产井数的62.5%；Ⅳ9层采出程度小于20%的井占总生产井数的59.1%。
高周期吞吐后因河道侧缘及分流间湾处油层物性差，蒸汽波及面积小，一般此区域原始含油饱和度30-70%，高周期吞吐后剩余油饱和度仍然保持在在30-50%左右，储量动用差，剩余油较富集。
从数模研究结果看，主力油层沉积微相主要是以河道为主，物性好，高周期吞吐后蒸汽易沿河道窜流，导致平面上井点间剩余油仍较高，从加密井组古J505高周期吞吐后数模结果看，剩余油饱和度在60%以上的面积为0.724ha，相当于一次老井控制面积的72.4%，可见仍有较大的挖掘潜力。
2.1.2 纵向上潜力
纵向上，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。Ⅳ9层剖面上细分为4个单层，渗透性及含油性好的单层是Ⅳ92、Ⅳ93层，强水淹25个单层，占解释单层数的41%，中水淹27个单层，占解释单层数的44%，弱水淹9个单层，占解释单层数的15%。蒸汽主要沿渗透性好的单层突进，且存在蒸汽超覆现象。根据监测油井分布情况看，Ⅳ91、Ⅳ94层中部动用程度较高，为强水淹，Ⅳ92、Ⅳ93层中部动用较为均匀，主要为中水淹。弱水淹分布主要在渗透较差的区域，剩余油潜力为Ⅳ9层中弱水淹区域。
2.2 化学辅助吞吐效果分析
Ⅳ9层经过多轮次吞吐，随着油层内部压力下降，边水内推，边部油井大部分进入高含水阶段，中部油井进入低产低能阶段，通过细分沉积微相图及结合剩余油监测结果，找出了剩余油分布区域，利用现有成熟的工艺技术封堵边水及调整厚油层剖面矛盾，以达到释放相对中、低渗透小层能力的作用。
氮气增产机理：（1）增加气驱能量机理；（2）稀释降粘作用机理；（3）优先进入水体，降低油水界面；（4）泡沫的驱油机理。
2014年1月份以来，结合氮气增产机理和油井实际生产情况，通过以氮气助排、泡沫调剖、降粘、复合调剖、潜力油井扶产及低效井调层回采等措施，对BQ10区主力油层IV9层实施综合治理，截止2014年8月，共实施氮气助排87井次，泡沫调剖18井次，助排加降粘2井次，复合调剖1井次，累计注汽9.6942×104t ，注氮气246.9631×104标方，吞吐油井产液8.7938×104t，产油1.8229×104t，阶段采注比0.90，井口油汽比0.19，累计增油1.09×104t，措施有效率56 %，Ⅳ9层日产油由实施前的12.2t上升到87.2t。
Ⅳ9层见效特征主要体现在以下两方面：
（1）氮气的调剖作用
对注入水水淹井及边水水淹油井有较好的抑制作用，见图2。
实施注氮注汽措施后，对油井的高含水有较好的抑制作用，油井排水期大大缩短。高含水油井平均周期排水期由38天缩短为3天，日均产油由0.9t上升到2.6t，日均产液下降3.4t，含水由92%下降至64%。
（2）氮气的助排增能作用
统计了14口注氮气油井周期生产情况，日均产油由2.5t上升到20.6t，日产液由34.4t上升到98.7t，含水由93%下降至79%，单井累积产油达到了243.2t，从实际生产效果看，氮气的助排作用非常显著。
3 泌浅10区Ⅳ9层见效规律认识及下步治理思路
3.1 Ⅳ9层见效规律认识
（1）Ⅳ9层见效油井采出程度涵盖范围较广，采出程度从2.9%到69.6%的油井均不同程度的见到了注氮效果。平均采出程度32.5%。
（2）受效油井产状跨度大，无论是高液量高含水油井（产液在10t以上）或是低液量油井均见到较好的效果。
（3）受效井在平面上分布较广，覆盖了Ⅳ9层所有的含油面积。
3.2 Ⅳ9层下步治理技术对策
（1）做好效果差油井的技术分析工作，制定相应的技术对策，保证治理效果。
（2）继续加大对氮气助排及调剖机理的研究工作，对不同产状类型和不同构造部位油井，根据油井的采出程度、水淹状况、汽窜干扰情况、蒸汽偏流的影响等因素，采取有针对性的技术措施，优化工艺参数，进一步提高开发效果。
（3）进一步做好剩余油监测和区域沉积微相研究工作，深挖油藏潜力，控水稳油，为稠油老区挖潜提供示范。
关键词：特稠油油藏；潜力；治理
1 地质概述及开发简况
1.1 地质概述
泌浅10区位于古城油田的西北部，断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造，西部有一条逆断层将断块分割成东西两部分，东区地层趋于单斜形式，倾角11-16℃，西区为特征明显的逆断层伴生的正牵引构造。区块叠加含油面积1.4km2，地质储量529×104t，已动用地质储量462×104t，可采储量217×104t，标定采收率42.7%，主要含油层位III-VII油组，共开发了三套主力层：IV7层、IV9层和VI3层，其余均为兼采层（III油组、IV1.2层、IV11层、V油组、和VI1.2层）。油藏埋深156.0-503.8m，油层有效厚度1.0-45.2m，单层有效厚度小于10.0m。储集层组成矿物以石英为主，岩屑以变质岩为主，胶结类型为孔隙型胶结。地层水水型NaHCO3型，总矿化度平均为7400-9300mg/L，原油密度0.9407-0.964g/cm3，油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s，胶质沥青质含量37.23-43.92%，平均41.24%，含蜡量2.68-8.57%，含硫0.21-0.3%，凝固点7-24℃。
1.2 开发简况
自1987年投入开发，已经历了20多年的开发历程，总井数282口，7周期以上的井占总吞吐井的76%，单井平均吞吐11.5个周期，已进入高周期吞吐生产阶段。局部实施一次井网开发，二次井网加密调整，3-5m及3m以下薄油层的动用，局部蒸汽驱和热水驱开发试验等阶段，三套主力层系IV7层立足于蒸汽吞吐，IV9层在蒸汽吞吐基础上实施间歇式蒸汽驱开采，VI3层以蒸汽吞吐为主，辅之以局部点式汽驱和热水驱，截止2014年8月，全区累计注汽354.07×104t，累计产液357.77×104t，产油80.84×104t，综合含水78%，累计油汽比0.23，可采储量采出程度37%。
2 剩余油潜力分析及化学辅助吞吐效果
2.1 剩余油潜力分析
2.1.1 平面上潜力
从储层动用上看，主力层Ⅳ7层地质储量51×104t，剩余地质储量40.4984×104t，采出程度20.6%；Ⅳ9层地质储量189×104t，剩余地质储量133.0360×104t，总体采出程度较高，但剩余油潜力也较大。从单井采出程度上看，Ⅳ7层平面上采出程度小于20%占总生产井数的62.5%；Ⅳ9层采出程度小于20%的井占总生产井数的59.1%。
高周期吞吐后因河道侧缘及分流间湾处油层物性差，蒸汽波及面积小，一般此区域原始含油饱和度30-70%，高周期吞吐后剩余油饱和度仍然保持在在30-50%左右，储量动用差，剩余油较富集。
从数模研究结果看，主力油层沉积微相主要是以河道为主，物性好，高周期吞吐后蒸汽易沿河道窜流，导致平面上井点间剩余油仍较高，从加密井组古J505高周期吞吐后数模结果看，剩余油饱和度在60%以上的面积为0.724ha，相当于一次老井控制面积的72.4%，可见仍有较大的挖掘潜力。
2.1.2 纵向上潜力
纵向上，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。Ⅳ9层剖面上细分为4个单层，渗透性及含油性好的单层是Ⅳ92、Ⅳ93层，强水淹25个单层，占解释单层数的41%，中水淹27个单层，占解释单层数的44%，弱水淹9个单层，占解释单层数的15%。蒸汽主要沿渗透性好的单层突进，且存在蒸汽超覆现象。根据监测油井分布情况看，Ⅳ91、Ⅳ94层中部动用程度较高，为强水淹，Ⅳ92、Ⅳ93层中部动用较为均匀，主要为中水淹。弱水淹分布主要在渗透较差的区域，剩余油潜力为Ⅳ9层中弱水淹区域。
2.2 化学辅助吞吐效果分析
Ⅳ9层经过多轮次吞吐，随着油层内部压力下降，边水内推，边部油井大部分进入高含水阶段，中部油井进入低产低能阶段，通过细分沉积微相图及结合剩余油监测结果，找出了剩余油分布区域，利用现有成熟的工艺技术封堵边水及调整厚油层剖面矛盾，以达到释放相对中、低渗透小层能力的作用。
氮气增产机理：（1）增加气驱能量机理；（2）稀释降粘作用机理；（3）优先进入水体，降低油水界面；（4）泡沫的驱油机理。
2014年1月份以来，结合氮气增产机理和油井实际生产情况，通过以氮气助排、泡沫调剖、降粘、复合调剖、潜力油井扶产及低效井调层回采等措施，对BQ10区主力油层IV9层实施综合治理，截止2014年8月，共实施氮气助排87井次，泡沫调剖18井次，助排加降粘2井次，复合调剖1井次，累计注汽9.6942×104t ，注氮气246.9631×104标方，吞吐油井产液8.7938×104t，产油1.8229×104t，阶段采注比0.90，井口油汽比0.19，累计增油1.09×104t，措施有效率56 %，Ⅳ9层日产油由实施前的12.2t上升到87.2t。
Ⅳ9层见效特征主要体现在以下两方面：
（1）氮气的调剖作用
对注入水水淹井及边水水淹油井有较好的抑制作用，见图2。
实施注氮注汽措施后，对油井的高含水有较好的抑制作用，油井排水期大大缩短。高含水油井平均周期排水期由38天缩短为3天，日均产油由0.9t上升到2.6t，日均产液下降3.4t，含水由92%下降至64%。
（2）氮气的助排增能作用
统计了14口注氮气油井周期生产情况，日均产油由2.5t上升到20.6t，日产液由34.4t上升到98.7t，含水由93%下降至79%，单井累积产油达到了243.2t，从实际生产效果看，氮气的助排作用非常显著。
3 泌浅10区Ⅳ9层见效规律认识及下步治理思路
3.1 Ⅳ9层见效规律认识
（1）Ⅳ9层见效油井采出程度涵盖范围较广，采出程度从2.9%到69.6%的油井均不同程度的见到了注氮效果。平均采出程度32.5%。
（2）受效油井产状跨度大，无论是高液量高含水油井（产液在10t以上）或是低液量油井均见到较好的效果。
（3）受效井在平面上分布较广，覆盖了Ⅳ9层所有的含油面积。
3.2 Ⅳ9层下步治理技术对策
（1）做好效果差油井的技术分析工作，制定相应的技术对策，保证治理效果。
（2）继续加大对氮气助排及调剖机理的研究工作，对不同产状类型和不同构造部位油井，根据油井的采出程度、水淹状况、汽窜干扰情况、蒸汽偏流的影响等因素，采取有针对性的技术措施，优化工艺参数，进一步提高开发效果。
（3）进一步做好剩余油监测和区域沉积微相研究工作，深挖油藏潜力，控水稳油，为稠油老区挖潜提供示范。