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[摘 要]小洼油田洼38块属于深层特稠油油藏，进入吞吐开发后期递减阶段以来，各种开发矛盾日益突出。近年来通过规范吞吐分析流程、加强找堵水技术、调堵排一体化工艺、间歇吞吐、开展非烃类混相驱替等多元化开发技术，有效遏制了产量连年下滑的被动局面，使洼38块吞吐油气比稳定在0.36，为同类油藏开发提供借鉴。
[关键词]洼38块 高周期 多元化 开发效果
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）29-0018-01
1 油藏概况
洼38块位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的北端，构造形态呈断鼻特征。开发目的层自下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段。油藏埋深-1150m～-1466m，平均孔隙度27.9%，平均渗透率1088×10-3μm2。原油具有高粘度、高密度、低含蜡量的特点。
2 开发中存在的问题
洼38块主力开发层系均处于吞吐开发后期高轮次吞吐阶段，开采难度逐年加大。从开发模式图上看，小洼油田已进入递减阶段后期，油田综合含水高达92.2%。
（1）主力开发层系处于吞吐未期，吞吐效果逐年变差
东三、沙三段油层平均吞吐13周期，可采储量采出程度高达90.14%；地层压力分别降至原始地层压力的12%和25%，油汽比低于0.3的油井数占总井数的70.4%。
（2）停产井数多，恢复难度逐年增大
受低压、水侵、出砂、套损、井下事故、管外窜槽等多种原因影响，停产井数高达336口，占油井总数的53.2%，目前停产井类型主要以低产、出水为主，已占停产井总数的73%，恢复难度逐年加大。
（3）东二段油井水淹严重，治理难度大
具有边底水的东二段油层，受多层合采开采方式和管外窜槽影响，水淹严重，综合含水高达93.4%，采油速度0.6%，采出程度仅10.53%。
（4）措施效果变差，措施优选难度逐年加大
受逐层上返及井间加密影响，措施增油量急剧减少，平均单井措施增油量仅为137吨，且措施优选难度逐年加大。
3 多元化开发具体做法
3.1 建立高周期油井分析流程，规范高周期油井管理
总结近几年管理经验，建立了高周期油井分析流程（图3-1）。参照上述方法指导高周期油井蒸汽吞吐，使吞吐后期洼38块高周期油井得到有效治理，吞吐年油气比稳定在0.36。
3.2 深化低含油饱和度油藏认识，加强找堵水技术攻关
东二段油藏为含可动水的薄层边底水稠油油藏，油水同出是其主要特征。为了分析层间干扰对于直井开发的影响，对东二段原始井网内的合采井进行了对比统计，统计结果显示，含d25、d26合采井生产初期平均含水为36.6%，平均综合含水为72.0%，回采水率为3.10，对比不含d25、d26合采井，分别高出9.6%、13%和1.71，证明层间干扰对于直井生产效果影响较大。根据东二段油藏的研究结果，在油层厚度薄、水平井难以部署的剩余油富集区选择直井单采挖潜。同时，对处于纯油区的合采井采取封堵出水层单采的措施，近年来井实施堵水、单采挖潜措施15口，累计增油3969t，同比含水下降5个百分点，取得了良好的生产效果。
3.3 推广成熟工艺技术，改善老井吞吐效果
随着油田吞吐轮次的升高，吞吐效果逐年变差，周期产量下降，另外由于储层的非均质性造成油层纵向上吸汽不均，层间矛盾突出，根据上述矛盾，针对油井的不同特点合理实施调堵排、降粘等工艺措施来改善吞吐效果，见到明显效果。
3.4 利用间歇吞吐技术发挥油井潜力
间歇吞吐就是在高轮次井在吨油成本高于可承受限度时，在常规吞吐周期末增加一段恢复期，使三场重新分布，达到新的平衡后再进行下一周期蒸汽吞吐的技术。近年来在低产关井中优选了25口低产低效井进行动态监测，根据测试情况对其中液面较高的8口井实施间歇吞吐，累产油2098吨。
3.5 开展非烃类混相驱技术研究，探索吞吐末期稳产新途径
（1）增油机理
综合国内外实验研究与现场试验，氮气（泡沫）、二氧化碳辅助蒸汽吞吐的增油机理，主要是：氮气属于易压缩气体，难溶于水，可有效补充地层能量，抑制边水突进，为原油生产提供弹性能量；同时，利用氮气泡沫的调剖作用，可扩大蒸汽波及体积，且发泡剂有降粘洗油的作用。二氧化碳易于溶解在原油中，形成泡沫油，大幅度降低原油粘度，提高原油渗流能力；同时，二氧化碳具有溶涨的特点，可使原油体积膨胀，改善原后续蒸汽吞吐驱油效果；二氧化碳溶于水中形成弱酸，可一定程度上提高油层的渗透率。
（2）油藏适应性
储层有良好的密封性，可形成注气圈闭；储层层间干扰弱；储层有良好储渗空间和流动通道；剩余油饱和度越高，增油幅度越大。选择单井还要考虑油层不窜槽，井筒套管质量完好。
（3）实施效果
结合驱替机理，选择2井组4口油井开展非烃类气辅助吞吐实验，实施后同期对比平均单井增油148t，增排液1262t，效果较好。
4 结论
（1） 洼38块稠油油藏进入高周期吞吐后，开发中的各种矛盾日益突出，必须从多方面进行技术配套，才能解决周期原油产量大幅度递减的局面，既要立足于油田实际现场，又要开展技术研究应用与前瞻性技术储备。
（2）在高周期油井吞吐时，根据单井具体情况合理采取调堵排、间歇吞吐等技术能有效地改善蒸汽吞吐效果，提高油汽比。
（3）在东三、沙三构造高部位及边部高粘度区域实施注氮气和二氧化碳吞吐等非烃类气体辅助吞吐能有效改善吞吐效果。
参考文献
[1] 刘石跃，等.小洼油田剩余油分布规律研究及侧钻井部署成果报告，40-41.
[2] 刘文章. 稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[3] 韩显卿《提高采收率原理》石油工业出版社1993.
[关键词]洼38块 高周期 多元化 开发效果
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）29-0018-01
1 油藏概况
洼38块位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的北端，构造形态呈断鼻特征。开发目的层自下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段。油藏埋深-1150m～-1466m，平均孔隙度27.9%，平均渗透率1088×10-3μm2。原油具有高粘度、高密度、低含蜡量的特点。
2 开发中存在的问题
洼38块主力开发层系均处于吞吐开发后期高轮次吞吐阶段，开采难度逐年加大。从开发模式图上看，小洼油田已进入递减阶段后期，油田综合含水高达92.2%。
（1）主力开发层系处于吞吐未期，吞吐效果逐年变差
东三、沙三段油层平均吞吐13周期，可采储量采出程度高达90.14%；地层压力分别降至原始地层压力的12%和25%，油汽比低于0.3的油井数占总井数的70.4%。
（2）停产井数多，恢复难度逐年增大
受低压、水侵、出砂、套损、井下事故、管外窜槽等多种原因影响，停产井数高达336口，占油井总数的53.2%，目前停产井类型主要以低产、出水为主，已占停产井总数的73%，恢复难度逐年加大。
（3）东二段油井水淹严重，治理难度大
具有边底水的东二段油层，受多层合采开采方式和管外窜槽影响，水淹严重，综合含水高达93.4%，采油速度0.6%，采出程度仅10.53%。
（4）措施效果变差，措施优选难度逐年加大
受逐层上返及井间加密影响，措施增油量急剧减少，平均单井措施增油量仅为137吨，且措施优选难度逐年加大。
3 多元化开发具体做法
3.1 建立高周期油井分析流程，规范高周期油井管理
总结近几年管理经验，建立了高周期油井分析流程（图3-1）。参照上述方法指导高周期油井蒸汽吞吐，使吞吐后期洼38块高周期油井得到有效治理，吞吐年油气比稳定在0.36。
3.2 深化低含油饱和度油藏认识，加强找堵水技术攻关
东二段油藏为含可动水的薄层边底水稠油油藏，油水同出是其主要特征。为了分析层间干扰对于直井开发的影响，对东二段原始井网内的合采井进行了对比统计，统计结果显示，含d25、d26合采井生产初期平均含水为36.6%，平均综合含水为72.0%，回采水率为3.10，对比不含d25、d26合采井，分别高出9.6%、13%和1.71，证明层间干扰对于直井生产效果影响较大。根据东二段油藏的研究结果，在油层厚度薄、水平井难以部署的剩余油富集区选择直井单采挖潜。同时，对处于纯油区的合采井采取封堵出水层单采的措施，近年来井实施堵水、单采挖潜措施15口，累计增油3969t，同比含水下降5个百分点，取得了良好的生产效果。
3.3 推广成熟工艺技术，改善老井吞吐效果
随着油田吞吐轮次的升高，吞吐效果逐年变差，周期产量下降，另外由于储层的非均质性造成油层纵向上吸汽不均，层间矛盾突出，根据上述矛盾，针对油井的不同特点合理实施调堵排、降粘等工艺措施来改善吞吐效果，见到明显效果。
3.4 利用间歇吞吐技术发挥油井潜力
间歇吞吐就是在高轮次井在吨油成本高于可承受限度时，在常规吞吐周期末增加一段恢复期，使三场重新分布，达到新的平衡后再进行下一周期蒸汽吞吐的技术。近年来在低产关井中优选了25口低产低效井进行动态监测，根据测试情况对其中液面较高的8口井实施间歇吞吐，累产油2098吨。
3.5 开展非烃类混相驱技术研究，探索吞吐末期稳产新途径
（1）增油机理
综合国内外实验研究与现场试验，氮气（泡沫）、二氧化碳辅助蒸汽吞吐的增油机理，主要是：氮气属于易压缩气体，难溶于水，可有效补充地层能量，抑制边水突进，为原油生产提供弹性能量；同时，利用氮气泡沫的调剖作用，可扩大蒸汽波及体积，且发泡剂有降粘洗油的作用。二氧化碳易于溶解在原油中，形成泡沫油，大幅度降低原油粘度，提高原油渗流能力；同时，二氧化碳具有溶涨的特点，可使原油体积膨胀，改善原后续蒸汽吞吐驱油效果；二氧化碳溶于水中形成弱酸，可一定程度上提高油层的渗透率。
（2）油藏适应性
储层有良好的密封性，可形成注气圈闭；储层层间干扰弱；储层有良好储渗空间和流动通道；剩余油饱和度越高，增油幅度越大。选择单井还要考虑油层不窜槽，井筒套管质量完好。
（3）实施效果
结合驱替机理，选择2井组4口油井开展非烃类气辅助吞吐实验，实施后同期对比平均单井增油148t，增排液1262t，效果较好。
4 结论
（1） 洼38块稠油油藏进入高周期吞吐后，开发中的各种矛盾日益突出，必须从多方面进行技术配套，才能解决周期原油产量大幅度递减的局面，既要立足于油田实际现场，又要开展技术研究应用与前瞻性技术储备。
（2）在高周期油井吞吐时，根据单井具体情况合理采取调堵排、间歇吞吐等技术能有效地改善蒸汽吞吐效果，提高油汽比。
（3）在东三、沙三构造高部位及边部高粘度区域实施注氮气和二氧化碳吞吐等非烃类气体辅助吞吐能有效改善吞吐效果。
参考文献
[1] 刘石跃，等.小洼油田剩余油分布规律研究及侧钻井部署成果报告，40-41.
[2] 刘文章. 稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[3] 韩显卿《提高采收率原理》石油工业出版社1993.