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摘要：稠油具有粘度大、流动性差的特点，成本高、开采难度较大，通过多年的蒸汽吞吐和间歇蒸汽驱相结合的开发方式，起初取得了良好的效果，但目前各区块主要受边底水、地层亏空、高吞吐轮次、吞吐压力高干度低等直接影响了开发效果，稠油递减加大，区块综合含水已达到96%以上。本文根据区块的地质及开采状况，对上述现象进行了综合分析，并针对区块治理边底水，提高区块开发效果提出合理建议。
关键词：稠油油藏;边底水活跃;电泵提液;氮气调剖;二氧化碳
1地质概况
垦东521块位于红柳油田东北部，处在垦东5-6断层的上升盘。其总体构造形态为由南东向北西倾没的鼻状构造，构造简单、平缓，构造倾角2～4°，东陡西缓，构造高点在HLKD52-25、HLKD52-26井附近。垦东521块含油面积2.1km2，探明石油地质储量575×10t。地面原油密度0.974～0.987g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度3000～6000mPa.s，属普通稠油。综合分析，垦东521块总体表现为“两低一高”，即采出程度低、采油速度低、含水高的特点。
2目前开发中存在的问题
2.1边水入侵加剧，平面水淹严重，吞吐选井难度加大
垦东521单元都具有较强的边底水能量，随着地层亏空的不断加大，边底水推进速度不断加快，同时水体还沿着地层亏空较大的油井窜入砂体的较高位置，造成大量高含水井无法转周注汽，产量大幅度下降。据统计该区块因高含水不可吞吐井19口，占开井的36.5%。垦东521块43+4层边部油井受边水影响，含水较高，内部区域油井含水低;68-NGX1层系西部地区的油井受边水影响严重，含水较高，东北部高部位地区油井含水低，主要是靠单井吞吐注汽生产。
2.2储层动用不均衡，井间剩余油富集
目前，垦东521块主要是用43+4和68-NGX2这两套层系开发。分小层来看，主力层采出程度相对较高，储量动用好，非主力层相对较低，动用较差。具体来看，截止目前，主力层储量动用采出程度高达22.46%，其中43+4层储量动用状况最好，采出程度25.51%;非主力层中62层和53层采出程度较高，分别是20.84%和17.57%，63.4层基本未动用。总的来说，剩余油呈现“整体富集，条带水淹”的现状。
2.3多年热采开发，井况恶化，套变事故井多
据统计，热采井套管损坏呈现出两个特点，一是套损点套损形态表现为多样性，套损点套损形态有注汽吞吐产生的应变热应力和地层出砂引起的套变、错断，也有因固井质量不合格、套管腐蚀引起的套漏、变形，还有作业造成的套裂、套断现象，说明热采井套损因素比较多;二是套损点沿井筒深度分布表现出相对集中性，套损点相对中于两个位置，第一位置在井口附近，约占套损井数的20%，第二位置在油层上部或盖层区内，有60%以上的套损井集中表现在油层上部附近。目前，垦东521块总油井63口，报废或半报19口;汽驱井7口，报废或半报5口，造成停产井多，减少了控制储量，破坏了井网完善程度。
3目前的主要做法
认真分析垦东521块上述存在问题，大胆探索，与工艺结合，通过“一线提液，二线堵调，内部补充能量”的方法，实现了稠油高含水井治理，提高了吞吐效果，优化开采方式，改善区块开发效果，提高储层动用程度，最终提高采收率。
3.1推行“电泵提液”，实现稠油提质增效。
针对垦东521块边底水入侵加剧，含水上升迅速的现状，对一线井实施提液，以减缓边底水入侵。根据电泵井排量大，易操作的特点，我们优选地层发育好、液量高、液面浅的HLKD52-34井进行电泵采油试验，并于2月10日开井，日增油9.2t/d，含水由97.7%降至96.5%。2018年采油管理七区实施电泵提液3口，措施后单井日液增加300t/口，日油增加6.0t/口，累增油5900t。下步计划继续实施1井次，预计增油能力5t/d。
3.2实施DNS复合热采工艺，提高吞吐效果
结合垦东521块地层发育状况、剩余油分布、构造位置、单井具体生产情况及其吞吐效果评价，做深入的了解，针对吞吐压力低、边水突进快、热采效果差这一类稠油热采井，采用氮气泡沫调剖复合热采技术，进行调剖封窜，封堵高渗透层和大孔道，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及体积，提高汽驱范围内洗油效率。2018年实施10口井，平均单井注入氮气7.46*10Nm3。2018年开井10口，占总吞吐开井的32.0%，措施前平均日液22.7t/d，日油0.7t/d，含水97.1%，措施后平均日液34.7t/d，日油4.3t/d，含水87.6%，较措施前平均单井日增油3.6t/d，含水平均下降9.5%，累计增油5382t，见到了明显的调剖增油效果。
3.3实施DCS复合热采工艺，提高吞吐效果
针对注汽高压井，在注汽前先挤入一定量的CO2，利用CO2与驱油有关的主要性质为补充油层能量、使原油粘度降低、体积系数增大、增加储层的渗流能力、降低油水界面张力等特性，补充地层能量，提高地层的渗透性，达到增产增效的目的;规模化使用CO2复合吞吐，降低注汽压力，提高注汽效果。2018年实施13口，占总吞吐开井的36.0%，累增油7945t。
3.4推行“一注多采”，补充地层能量。
针对因套损、增油效果未达到注汽条件和保护区作业受限等因素而不能注汽的低能量稠油井，实施了CO2冷采工艺，及时补充地层能量，利用CO2非常容易溶于稠油中，在地层温度和地层压力条件下，1吨液态CO2可以产生480m3气体CO2，其同稠油之间良好的亲合性是提高开采效果的重要机理。共计实施4井次，措施后日增油10.8t/d，累增油828t。2018年实施4井次，增油能力8t/d。
4结论及认识
（1）就目前的开发形势而言，只依靠单纯的蒸汽吞吐已不能满足目前的开采现状，需与工艺结合，提高开发效果，才能实现稠油高含水治理，确保稠油稳产增效。
（2）在“水”的治理上可运用氮气调剖技术，封堵出水部位，提高富集油地帶的动用程度，实现地层深部封堵调剖。该技术对于改善高含稠油井效果较好。
（3）CO2冷采工艺不仅节省了作业占用时间和成本，还能达到增产增效的特点，从而提高单井产能和区块开发效果，具有较好的推广价值。
关键词：稠油油藏;边底水活跃;电泵提液;氮气调剖;二氧化碳
1地质概况
垦东521块位于红柳油田东北部，处在垦东5-6断层的上升盘。其总体构造形态为由南东向北西倾没的鼻状构造，构造简单、平缓，构造倾角2～4°，东陡西缓，构造高点在HLKD52-25、HLKD52-26井附近。垦东521块含油面积2.1km2，探明石油地质储量575×10t。地面原油密度0.974～0.987g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度3000～6000mPa.s，属普通稠油。综合分析，垦东521块总体表现为“两低一高”，即采出程度低、采油速度低、含水高的特点。
2目前开发中存在的问题
2.1边水入侵加剧，平面水淹严重，吞吐选井难度加大
垦东521单元都具有较强的边底水能量，随着地层亏空的不断加大，边底水推进速度不断加快，同时水体还沿着地层亏空较大的油井窜入砂体的较高位置，造成大量高含水井无法转周注汽，产量大幅度下降。据统计该区块因高含水不可吞吐井19口，占开井的36.5%。垦东521块43+4层边部油井受边水影响，含水较高，内部区域油井含水低;68-NGX1层系西部地区的油井受边水影响严重，含水较高，东北部高部位地区油井含水低，主要是靠单井吞吐注汽生产。
2.2储层动用不均衡，井间剩余油富集
目前，垦东521块主要是用43+4和68-NGX2这两套层系开发。分小层来看，主力层采出程度相对较高，储量动用好，非主力层相对较低，动用较差。具体来看，截止目前，主力层储量动用采出程度高达22.46%，其中43+4层储量动用状况最好，采出程度25.51%;非主力层中62层和53层采出程度较高，分别是20.84%和17.57%，63.4层基本未动用。总的来说，剩余油呈现“整体富集，条带水淹”的现状。
2.3多年热采开发，井况恶化，套变事故井多
据统计，热采井套管损坏呈现出两个特点，一是套损点套损形态表现为多样性，套损点套损形态有注汽吞吐产生的应变热应力和地层出砂引起的套变、错断，也有因固井质量不合格、套管腐蚀引起的套漏、变形，还有作业造成的套裂、套断现象，说明热采井套损因素比较多;二是套损点沿井筒深度分布表现出相对集中性，套损点相对中于两个位置，第一位置在井口附近，约占套损井数的20%，第二位置在油层上部或盖层区内，有60%以上的套损井集中表现在油层上部附近。目前，垦东521块总油井63口，报废或半报19口;汽驱井7口，报废或半报5口，造成停产井多，减少了控制储量，破坏了井网完善程度。
3目前的主要做法
认真分析垦东521块上述存在问题，大胆探索，与工艺结合，通过“一线提液，二线堵调，内部补充能量”的方法，实现了稠油高含水井治理，提高了吞吐效果，优化开采方式，改善区块开发效果，提高储层动用程度，最终提高采收率。
3.1推行“电泵提液”，实现稠油提质增效。
针对垦东521块边底水入侵加剧，含水上升迅速的现状，对一线井实施提液，以减缓边底水入侵。根据电泵井排量大，易操作的特点，我们优选地层发育好、液量高、液面浅的HLKD52-34井进行电泵采油试验，并于2月10日开井，日增油9.2t/d，含水由97.7%降至96.5%。2018年采油管理七区实施电泵提液3口，措施后单井日液增加300t/口，日油增加6.0t/口，累增油5900t。下步计划继续实施1井次，预计增油能力5t/d。
3.2实施DNS复合热采工艺，提高吞吐效果
结合垦东521块地层发育状况、剩余油分布、构造位置、单井具体生产情况及其吞吐效果评价，做深入的了解，针对吞吐压力低、边水突进快、热采效果差这一类稠油热采井，采用氮气泡沫调剖复合热采技术，进行调剖封窜，封堵高渗透层和大孔道，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及体积，提高汽驱范围内洗油效率。2018年实施10口井，平均单井注入氮气7.46*10Nm3。2018年开井10口，占总吞吐开井的32.0%，措施前平均日液22.7t/d，日油0.7t/d，含水97.1%，措施后平均日液34.7t/d，日油4.3t/d，含水87.6%，较措施前平均单井日增油3.6t/d，含水平均下降9.5%，累计增油5382t，见到了明显的调剖增油效果。
3.3实施DCS复合热采工艺，提高吞吐效果
针对注汽高压井，在注汽前先挤入一定量的CO2，利用CO2与驱油有关的主要性质为补充油层能量、使原油粘度降低、体积系数增大、增加储层的渗流能力、降低油水界面张力等特性，补充地层能量，提高地层的渗透性，达到增产增效的目的;规模化使用CO2复合吞吐，降低注汽压力，提高注汽效果。2018年实施13口，占总吞吐开井的36.0%，累增油7945t。
3.4推行“一注多采”，补充地层能量。
针对因套损、增油效果未达到注汽条件和保护区作业受限等因素而不能注汽的低能量稠油井，实施了CO2冷采工艺，及时补充地层能量，利用CO2非常容易溶于稠油中，在地层温度和地层压力条件下，1吨液态CO2可以产生480m3气体CO2，其同稠油之间良好的亲合性是提高开采效果的重要机理。共计实施4井次，措施后日增油10.8t/d，累增油828t。2018年实施4井次，增油能力8t/d。
4结论及认识
（1）就目前的开发形势而言，只依靠单纯的蒸汽吞吐已不能满足目前的开采现状，需与工艺结合，提高开发效果，才能实现稠油高含水治理，确保稠油稳产增效。
（2）在“水”的治理上可运用氮气调剖技术，封堵出水部位，提高富集油地帶的动用程度，实现地层深部封堵调剖。该技术对于改善高含稠油井效果较好。
（3）CO2冷采工艺不仅节省了作业占用时间和成本，还能达到增产增效的特点，从而提高单井产能和区块开发效果，具有较好的推广价值。