论文部分内容阅读
摘 要：曙一区杜813兴隆台含油面积2.22km2，地质储量1712×104t。是超稠油主力開发区块，目前总井数316口，年产油27万吨，处于蒸汽吞吐开发中后期，区块产能迅速降低，现阶段要实现相对稳产，有必要针对其主要矛盾的影响因素进行系统分析，并制定相应的治理技术研究.
关键词：汽窜；动用程度；油水分布
1.地质概况
曙光油田杜813块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一区南部。区块北接杜84块，西邻杜212块，东与杜80 块相接。区块开发目的层为兴隆台油层，含油面积2.22km2，地质储量1712×104t ，标定采收率19.1%，可采储量327×104t 。杜813块沙一、二段兴隆台油层埋藏深度在765～920m，含油井段长46-105m。兴Ⅰ～Ⅳ组油层有效厚度平均27.7m。储层孔隙度平均为32.4%，渗透率平均为1664×10-3μm2。上报石油地质储量为2568×104t，含油面积4.6km2。原油物性属超稠油，原油密度（20℃）1.0098g /cm3，原油粘度（50℃）165405mPa.s。
2.开发现状
截止2018年底，杜813兴隆台总井数316口，开井数为216口，日产液2726t/d，日产油678t/d，综合含水75% 。累计采油370.7297×104t，累计注汽1044.6196×104t，累计油汽比0.35，回采水率80%。平均吞吐周期为18.5，平均地层压力1.7Mpa。
3.开发中存在的主要问题
3.1 区块油水关系复杂，出水井逐步年增加制约区块高效开发
目前区块控制程度低，油水关系复杂，中部油井发育夹层水，2002年在杜813-44-68井射开787m-790m，3m/1层，常规生产出水，探边测试显示，最近边界距离278.4米，最远边界距离411.4米，综合分析认为该边界应是岩性尖灭，该区域夹层水水体69.86×104t。
互层状超稠油油藏油水关系复杂，边、顶、底水发育，局部发育夹层水，造成油井生产过程中极易出水。
出水井分布范围广泛，全区分布。区块出水井主要集中在北部和西南部区域，共70口，呈现出很强的区域性，集中分布。顶水影响的出水井比例较高。杜813兴隆台出水井顶水下窜井居多，主要是由于注汽过程中加热套管局部位置，套管与水泥环存在不同的热膨胀系数，对水油层之间的水泥环固结造成一定负面影响，吞吐一定周期后，引起顶水下窜。兴隆台西部测井解释兴Ⅲ为油层，但是凡是射兴Ⅲ的新井都出水，可能有底水。目前加大出水井堵水措施，但是依然有一大批井由于高含水关井。
3.2油井出砂套坏问题严重
目前该区块油井普遍存在出砂现象，出砂井168口，出砂严重的有42口，因出砂不能正常生产的井19口。分析出砂原因首先是油藏埋深浅压实作用差、原油粘度高，其
次是焖井时间短、放喷压力高，造成地层激动出砂。杜813兴隆台90%以上油井出砂，且表现为出砂早的特点，1周期出砂占总出砂井的78%；套坏比例60%以上，套坏多集中在3-4周期，占65%。
随着吞吐轮次的增加，套坏井逐渐增加。目前区块套坏井数达到165口，套坏比例占总井数54%，套坏井数增多与油井出砂、固井质量和技术套管质量有一定的关系，建议以后要加强钻井监督力度，保证固井质量，并使用加厚套管延长套管使用寿命。
3.3 油井汽窜严重，汽窜比例大
杜813兴隆台累计发生汽窜2445井次，主要表现为以下主要特点：①区块北部，油藏动用程度高，井距70米，汽窜较严重。②区块南部和西部加密水平井区域汽窜严重③汽窜方向没有规律性，与沉积相关系不大，主要决定油藏动用程度的差异。
3.4 油藏动用不均矛盾较突出
吸汽剖面资料统计结果：强吸汽占27.6%，较强吸汽占47.6%，中等吸汽占38%，不吸汽占13.8%，并且在纵向上主要表现为上部1/3-1/2的油层吸汽，下部油层不吸汽。
4.主要对策实施及应用
4.1积极组织油井大修，恢复停产井产能
受投产时间长、吞吐轮次高等因素影响，因出砂、出水及井况复杂导致的停产井逐年增多。截至2017年6月共有各类停产井74口，占总井数比例为24.2%。
为恢复停产井产能，挖掘油藏潜力，2018年年初，在停产井潜力研究基础上，初步优选出具有大修复产潜力的停产井14口。统计14口油井停产前正常周期生产情况，平均周期生产234天，产油1356吨，关井前正常日产液15吨，日产油7.2吨，含水51.8%。整体看来，停产前产能较高，具有大修复产的潜力。
4.2配套工艺措施，改善油藏吞吐效果
2018年优化配套措施技术，针对不同矛盾，配套相应的工艺措施，解决油藏平面和纵向上动用程度的矛盾，持续改善油井吞吐效果。从实施效果来看，选配注、调剖、大修效果最好。
4.3组合注汽，减少汽窜
组合式蒸气吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐来达到改善开发效果的方式。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。数值模拟研究结果表明采用该技术明显改善了油藏温度场、压力场以及饱和度长的分布。该技术实施后汽窜得到较好控制，提高了油藏的开发效果。
4.4出水井治理
出水井治理：①搞清互层状超稠油油水分布规律、油水分布成因及控制因素。②在油藏油水分布规律研究的基础上，形成针对不同互层状油藏的顶底水判别分析手段。
③研究并现场实践出水井治理技术。主要包括机械堵水（可掺洗、套变井）、管外封窜、大修内衬等系列综合堵水技术，提高了油井利用率。
5 结论
（1）杜813互层状超稠油油藏油水关系复杂，研究油水分布规律，分清油井出水的影响因素，是制定油井防治对策的前提。
（2）组合注汽有效抑制汽窜，提高油藏开发效果。
（3）优选配套工艺措施，改善油藏动用程度。
关键词：汽窜；动用程度；油水分布
1.地质概况
曙光油田杜813块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一区南部。区块北接杜84块，西邻杜212块，东与杜80 块相接。区块开发目的层为兴隆台油层，含油面积2.22km2，地质储量1712×104t ，标定采收率19.1%，可采储量327×104t 。杜813块沙一、二段兴隆台油层埋藏深度在765～920m，含油井段长46-105m。兴Ⅰ～Ⅳ组油层有效厚度平均27.7m。储层孔隙度平均为32.4%，渗透率平均为1664×10-3μm2。上报石油地质储量为2568×104t，含油面积4.6km2。原油物性属超稠油，原油密度（20℃）1.0098g /cm3，原油粘度（50℃）165405mPa.s。
2.开发现状
截止2018年底，杜813兴隆台总井数316口，开井数为216口，日产液2726t/d，日产油678t/d，综合含水75% 。累计采油370.7297×104t，累计注汽1044.6196×104t，累计油汽比0.35，回采水率80%。平均吞吐周期为18.5，平均地层压力1.7Mpa。
3.开发中存在的主要问题
3.1 区块油水关系复杂，出水井逐步年增加制约区块高效开发
目前区块控制程度低，油水关系复杂，中部油井发育夹层水，2002年在杜813-44-68井射开787m-790m，3m/1层，常规生产出水，探边测试显示，最近边界距离278.4米，最远边界距离411.4米，综合分析认为该边界应是岩性尖灭，该区域夹层水水体69.86×104t。
互层状超稠油油藏油水关系复杂，边、顶、底水发育，局部发育夹层水，造成油井生产过程中极易出水。
出水井分布范围广泛，全区分布。区块出水井主要集中在北部和西南部区域，共70口，呈现出很强的区域性，集中分布。顶水影响的出水井比例较高。杜813兴隆台出水井顶水下窜井居多，主要是由于注汽过程中加热套管局部位置，套管与水泥环存在不同的热膨胀系数，对水油层之间的水泥环固结造成一定负面影响，吞吐一定周期后，引起顶水下窜。兴隆台西部测井解释兴Ⅲ为油层，但是凡是射兴Ⅲ的新井都出水，可能有底水。目前加大出水井堵水措施，但是依然有一大批井由于高含水关井。
3.2油井出砂套坏问题严重
目前该区块油井普遍存在出砂现象，出砂井168口，出砂严重的有42口，因出砂不能正常生产的井19口。分析出砂原因首先是油藏埋深浅压实作用差、原油粘度高，其
次是焖井时间短、放喷压力高，造成地层激动出砂。杜813兴隆台90%以上油井出砂，且表现为出砂早的特点，1周期出砂占总出砂井的78%；套坏比例60%以上，套坏多集中在3-4周期，占65%。
随着吞吐轮次的增加，套坏井逐渐增加。目前区块套坏井数达到165口，套坏比例占总井数54%，套坏井数增多与油井出砂、固井质量和技术套管质量有一定的关系，建议以后要加强钻井监督力度，保证固井质量，并使用加厚套管延长套管使用寿命。
3.3 油井汽窜严重，汽窜比例大
杜813兴隆台累计发生汽窜2445井次，主要表现为以下主要特点：①区块北部，油藏动用程度高，井距70米，汽窜较严重。②区块南部和西部加密水平井区域汽窜严重③汽窜方向没有规律性，与沉积相关系不大，主要决定油藏动用程度的差异。
3.4 油藏动用不均矛盾较突出
吸汽剖面资料统计结果：强吸汽占27.6%，较强吸汽占47.6%，中等吸汽占38%，不吸汽占13.8%，并且在纵向上主要表现为上部1/3-1/2的油层吸汽，下部油层不吸汽。
4.主要对策实施及应用
4.1积极组织油井大修，恢复停产井产能
受投产时间长、吞吐轮次高等因素影响，因出砂、出水及井况复杂导致的停产井逐年增多。截至2017年6月共有各类停产井74口，占总井数比例为24.2%。
为恢复停产井产能，挖掘油藏潜力，2018年年初，在停产井潜力研究基础上，初步优选出具有大修复产潜力的停产井14口。统计14口油井停产前正常周期生产情况，平均周期生产234天，产油1356吨，关井前正常日产液15吨，日产油7.2吨，含水51.8%。整体看来，停产前产能较高，具有大修复产的潜力。
4.2配套工艺措施，改善油藏吞吐效果
2018年优化配套措施技术，针对不同矛盾，配套相应的工艺措施，解决油藏平面和纵向上动用程度的矛盾，持续改善油井吞吐效果。从实施效果来看，选配注、调剖、大修效果最好。
4.3组合注汽，减少汽窜
组合式蒸气吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐来达到改善开发效果的方式。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。数值模拟研究结果表明采用该技术明显改善了油藏温度场、压力场以及饱和度长的分布。该技术实施后汽窜得到较好控制，提高了油藏的开发效果。
4.4出水井治理
出水井治理：①搞清互层状超稠油油水分布规律、油水分布成因及控制因素。②在油藏油水分布规律研究的基础上，形成针对不同互层状油藏的顶底水判别分析手段。
③研究并现场实践出水井治理技术。主要包括机械堵水（可掺洗、套变井）、管外封窜、大修内衬等系列综合堵水技术，提高了油井利用率。
5 结论
（1）杜813互层状超稠油油藏油水关系复杂，研究油水分布规律，分清油井出水的影响因素，是制定油井防治对策的前提。
（2）组合注汽有效抑制汽窜，提高油藏开发效果。
（3）优选配套工艺措施，改善油藏动用程度。