论文部分内容阅读
[摘 要]曙一区兴隆台油藏为互层状超稠油油藏，该区域储层发育差，开发过程中存在注汽压力高、低周期采注比低、周期产油量低、油汽比低、吞吐效果差等问题。现场应用表明，通过合理的射孔层位组合、合理的注汽参数设计、组合式吞吐技术的应用等，可以有效的改善油藏开发效果。
[关键词]互层状油藏；超稠油油藏；开发技术；射孔；注汽；效果
中图分类号：TU639 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）14-0080-01
随着曙一区超稠油主体区域井网渐趋完善，产能建设区域逐渐向外围互层状超稠油区域扩展。但油藏开发中存在的一系列问题和矛盾，制约了开发效果的进一步提高。本文在开发矛盾研究的基础上，提出开发对策，为同类油藏的开发提供借鉴。
1 油藏特点
互层状超稠油油藏在区域上从杜84主体向外围扩展，储层类型由厚层状转变为互层状；沉积相带由主河道转移至河道边部、前缘薄层砂及分流河口坝，总体上从构造高部位向低部位物性变差。（表1）。
2 开发中存在的主要矛盾
（1）周期内日产水平低。主体部位投产初期周期日产水平高，2周期日产水平为16.0 t，随周期增加整体呈指数递减规律。而互层状油藏2周期日产水平为9～10 t，周期间无明显规律。
（2）投产初期周期产量低、采注比低、油汽比低。主体部位1～5周期单井累计产油是互层状超稠油（5 581 t）的2倍；油汽比和采注比分别高0.30和0.53。
（3）纵向动用程度低，汽窜影响程度逐渐年加大。油藏储层非均质性严重，吸汽剖面监测显示，个别单层吸汽百分比达到50%以上，油层纵向动用程度为68.6%。由于纵向动用程度存在较大差异，导致高渗单层突进形成汽窜，影响产量逐渐增加，汽窜比例逐年提高。
（4）井下技术状况差，停产井多。套坏井比例逐年增加，至2005年底，套坏井比例占总井数的40.1%，实际开井率只有76.8%。
3 主要技术对策及应用
3.1 优化射孔层位
3.1.1 射孔厚度优化
互层状兴隆台油层最低射孔厚度应保证在20 m以上，达到25～30 m生产效果明显改善。在制定射孔方案时，在预留出二次射孔厚度的情况下，尽量保证一次射孔的厚度或实施一次射孔。
3.1.2 优化层位组合
据统计，兴隆台油层Ⅰ～Ⅵ组中，兴Ⅳ、Ⅵ组合净总比最高，生产效果最好；射开Ⅱ～Ⅲ组合与Ⅰ～Ⅱ组合对比，虽然后者净总比高于前者，但Ⅱ～Ⅲ组合效果好于Ⅰ～Ⅱ组合。无底水影响的情况下，优先组合Ⅳ、Ⅵ组射孔。
3.2 优化注汽强度设计
3.2.1 首轮注汽强度控制在60～70 t/m
结合数模结果和现场实践，首轮注汽强度设计应控制在60～70 t/m。事实证明，互层状超稠油油藏首轮在净总厚度比大于0.5的情況下，注汽强度适度降低，周期产油、油汽比反而有所提高。
3.2.2 中高周期注汽强度增幅控制在5%～10%范围内
与厚层状油藏规律不同，互层状油藏吞吐初期-中期产量逐渐递增，5～7周期进入产量高峰期，采注比也有较大幅度提升，1～7周期注汽强度应逐渐增加，增幅控制在5～10%。
3.3 平面组合式吞吐技术
平面组合式蒸气吞吐技术原理是通过相对集中的注汽，建立集中温场，提高了油层注入蒸汽的热利用率，从而达到改善油井生产效果的目的。在实际实施过程中，根据油井的分布、射孔层位和汽窜状况，将互层超稠油划分为22个单元进行实施。
3.4 介质组合式吞吐技术
3.4.1 油层预处理技术
油层预处理技术是在利用有机复合处理剂溶解、清洗岩石表面原油及重质成份，疏通渗流孔道，改变岩石表面的润湿特性，再采用无机解堵处理剂解除油层中的可溶解伤害物，最后利用粘土稳定剂对地层中的粘土矿物进行稳定处理，抑制粘土矿物的水化膨胀，颗粒运移，减少水敏及速敏伤害。
该工艺共现场实施36井次。以杜813-48-53和杜813-47-52井为例，2井井距100 m，注汽量强度、射孔厚度相当，投产时间相同，杜813-48-53井首轮预处理后注汽压力对比下降了0.3 MPa，峰值产量对比提高7.3 t/d，生产时间延长10 d，周期产油提高117 t，提高幅度44.8%。
3.4.2 二元化学助排技术
针对油藏采出状况差的矛盾，经实验室内严格筛选，确定了由烷基芳基磺酸盐为主剂、并辅以其它表面活性物质及无机助剂开发了超稠油化学助排技术。转变传统的笼统挤注方式，采用比例泵分散注入工艺，伴随蒸汽一起注入，便于药剂分散进入油层，充分发挥药剂与蒸汽的协调性能。
化学助排技术现场实施共63井次，获得显著的增油、提液效果。措施井与上周期相比，周期生产天数平均延长了24 d，平均单井增油250 t，油汽比提高0.15，周期回采水率提高14%。
3.4.3 三元复合吞吐技术
三元复合吞吐就是向油井注入适当的表面活性剂后，再向油层注入CO2，最后注入蒸汽，达到改善吞吐开采效果的目的[5]。室内实验研究及现场试验效果证明其增产机理主要包括调剖作用、补充地层能量、降粘助排、洗油作用和对油层有一定的酸化解堵作用。
该技术已累计完成100井次，平均吞吐周期7.0。周期结束61井次，对比实施前，注汽压力上升0.3 MPa，生产时间延长29 d，周期产油提高314 t，平均日产上升0.8 t，油汽比提高0.16，回采水率提高16%。
3.4.4 井下自生CO2工艺技术
由于液态CO2存在冷伤害、腐蚀、加速汽窜等问题，研究应用了井下自生CO2工艺技术，即引入固体药剂（尿素、碳铵等），在高温下分解产生二氧化碳和氨气，二氧化碳易溶于稠油中，使稠油体积膨胀，粘度降低；气体的膨胀能够产生弹性驱动能量，强化回采。添加表面活性剂，降低油水界面张力，提高蒸汽冷凝带的驱油效率。二氧化碳气体和活性剂就地生成泡沫，降低蒸汽在高渗透层的窜流，起到蒸汽转向、扩大蒸汽波及体积的作用。
该技术现场累计实施26井次，有效23井次，措施有效率88%，目前累计增油5545t，增液13157t。
4 结论
（1）储层发育状况决定了互层状超稠油油藏总体开发效果差于厚层块状超稠油油藏。
（2）油层净总厚度比、射孔厚度、合理注汽强度是保证护层状油井正常生产的主要因素。
（3）采用组合式蒸汽吞吐技术，可有效抑制汽窜，改善油藏动用，并可提高油藏开发效果。
参考文献：
[1] 杨胜利，等.多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用[J].特种油气藏，2002，9（6）：16～17.
[2] 韩殿军.超稠油油层预处理复合解堵技术[J].油气地面工程，2005，24（6）：5～6.
[3] 郎宝山.曙光油田超稠油蒸汽添加剂的研制和应用[J].油田化学，2004，21（1）：23～24.
[关键词]互层状油藏；超稠油油藏；开发技术；射孔；注汽；效果
中图分类号：TU639 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）14-0080-01
随着曙一区超稠油主体区域井网渐趋完善，产能建设区域逐渐向外围互层状超稠油区域扩展。但油藏开发中存在的一系列问题和矛盾，制约了开发效果的进一步提高。本文在开发矛盾研究的基础上，提出开发对策，为同类油藏的开发提供借鉴。
1 油藏特点
互层状超稠油油藏在区域上从杜84主体向外围扩展，储层类型由厚层状转变为互层状；沉积相带由主河道转移至河道边部、前缘薄层砂及分流河口坝，总体上从构造高部位向低部位物性变差。（表1）。
2 开发中存在的主要矛盾
（1）周期内日产水平低。主体部位投产初期周期日产水平高，2周期日产水平为16.0 t，随周期增加整体呈指数递减规律。而互层状油藏2周期日产水平为9～10 t，周期间无明显规律。
（2）投产初期周期产量低、采注比低、油汽比低。主体部位1～5周期单井累计产油是互层状超稠油（5 581 t）的2倍；油汽比和采注比分别高0.30和0.53。
（3）纵向动用程度低，汽窜影响程度逐渐年加大。油藏储层非均质性严重，吸汽剖面监测显示，个别单层吸汽百分比达到50%以上，油层纵向动用程度为68.6%。由于纵向动用程度存在较大差异，导致高渗单层突进形成汽窜，影响产量逐渐增加，汽窜比例逐年提高。
（4）井下技术状况差，停产井多。套坏井比例逐年增加，至2005年底，套坏井比例占总井数的40.1%，实际开井率只有76.8%。
3 主要技术对策及应用
3.1 优化射孔层位
3.1.1 射孔厚度优化
互层状兴隆台油层最低射孔厚度应保证在20 m以上，达到25～30 m生产效果明显改善。在制定射孔方案时，在预留出二次射孔厚度的情况下，尽量保证一次射孔的厚度或实施一次射孔。
3.1.2 优化层位组合
据统计，兴隆台油层Ⅰ～Ⅵ组中，兴Ⅳ、Ⅵ组合净总比最高，生产效果最好；射开Ⅱ～Ⅲ组合与Ⅰ～Ⅱ组合对比，虽然后者净总比高于前者，但Ⅱ～Ⅲ组合效果好于Ⅰ～Ⅱ组合。无底水影响的情况下，优先组合Ⅳ、Ⅵ组射孔。
3.2 优化注汽强度设计
3.2.1 首轮注汽强度控制在60～70 t/m
结合数模结果和现场实践，首轮注汽强度设计应控制在60～70 t/m。事实证明，互层状超稠油油藏首轮在净总厚度比大于0.5的情況下，注汽强度适度降低，周期产油、油汽比反而有所提高。
3.2.2 中高周期注汽强度增幅控制在5%～10%范围内
与厚层状油藏规律不同，互层状油藏吞吐初期-中期产量逐渐递增，5～7周期进入产量高峰期，采注比也有较大幅度提升，1～7周期注汽强度应逐渐增加，增幅控制在5～10%。
3.3 平面组合式吞吐技术
平面组合式蒸气吞吐技术原理是通过相对集中的注汽，建立集中温场，提高了油层注入蒸汽的热利用率，从而达到改善油井生产效果的目的。在实际实施过程中，根据油井的分布、射孔层位和汽窜状况，将互层超稠油划分为22个单元进行实施。
3.4 介质组合式吞吐技术
3.4.1 油层预处理技术
油层预处理技术是在利用有机复合处理剂溶解、清洗岩石表面原油及重质成份，疏通渗流孔道，改变岩石表面的润湿特性，再采用无机解堵处理剂解除油层中的可溶解伤害物，最后利用粘土稳定剂对地层中的粘土矿物进行稳定处理，抑制粘土矿物的水化膨胀，颗粒运移，减少水敏及速敏伤害。
该工艺共现场实施36井次。以杜813-48-53和杜813-47-52井为例，2井井距100 m，注汽量强度、射孔厚度相当，投产时间相同，杜813-48-53井首轮预处理后注汽压力对比下降了0.3 MPa，峰值产量对比提高7.3 t/d，生产时间延长10 d，周期产油提高117 t，提高幅度44.8%。
3.4.2 二元化学助排技术
针对油藏采出状况差的矛盾，经实验室内严格筛选，确定了由烷基芳基磺酸盐为主剂、并辅以其它表面活性物质及无机助剂开发了超稠油化学助排技术。转变传统的笼统挤注方式，采用比例泵分散注入工艺，伴随蒸汽一起注入，便于药剂分散进入油层，充分发挥药剂与蒸汽的协调性能。
化学助排技术现场实施共63井次，获得显著的增油、提液效果。措施井与上周期相比，周期生产天数平均延长了24 d，平均单井增油250 t，油汽比提高0.15，周期回采水率提高14%。
3.4.3 三元复合吞吐技术
三元复合吞吐就是向油井注入适当的表面活性剂后，再向油层注入CO2，最后注入蒸汽，达到改善吞吐开采效果的目的[5]。室内实验研究及现场试验效果证明其增产机理主要包括调剖作用、补充地层能量、降粘助排、洗油作用和对油层有一定的酸化解堵作用。
该技术已累计完成100井次，平均吞吐周期7.0。周期结束61井次，对比实施前，注汽压力上升0.3 MPa，生产时间延长29 d，周期产油提高314 t，平均日产上升0.8 t，油汽比提高0.16，回采水率提高16%。
3.4.4 井下自生CO2工艺技术
由于液态CO2存在冷伤害、腐蚀、加速汽窜等问题，研究应用了井下自生CO2工艺技术，即引入固体药剂（尿素、碳铵等），在高温下分解产生二氧化碳和氨气，二氧化碳易溶于稠油中，使稠油体积膨胀，粘度降低；气体的膨胀能够产生弹性驱动能量，强化回采。添加表面活性剂，降低油水界面张力，提高蒸汽冷凝带的驱油效率。二氧化碳气体和活性剂就地生成泡沫，降低蒸汽在高渗透层的窜流，起到蒸汽转向、扩大蒸汽波及体积的作用。
该技术现场累计实施26井次，有效23井次，措施有效率88%，目前累计增油5545t，增液13157t。
4 结论
（1）储层发育状况决定了互层状超稠油油藏总体开发效果差于厚层块状超稠油油藏。
（2）油层净总厚度比、射孔厚度、合理注汽强度是保证护层状油井正常生产的主要因素。
（3）采用组合式蒸汽吞吐技术，可有效抑制汽窜，改善油藏动用，并可提高油藏开发效果。
参考文献：
[1] 杨胜利，等.多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用[J].特种油气藏，2002，9（6）：16～17.
[2] 韩殿军.超稠油油层预处理复合解堵技术[J].油气地面工程，2005，24（6）：5～6.
[3] 郎宝山.曙光油田超稠油蒸汽添加剂的研制和应用[J].油田化学，2004，21（1）：23～24.