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[摘 要]垦东521块、垦东53块都位于红柳油田东北部，属于受岩性构造控制的层状强边底水稠油油藏。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95%以上。本文根据不同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;氮气调剖;二氧化碳;一注多采
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）27-0159-01
1 油藏地质特征
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575×104t。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。
红柳油田垦东53块构造形态为由南东向北西倾没的鼻状构造，东陡西缓，倾角65°，构造高点在KD5-15，KD5-20井附近，内部发育一次生断层，将区块断层分割为两块，含油面积2.1 km2，地质储量285×104t，可采储量43.3×104t。主力油层是Ng下1、Ng下2、Ng下3，地质储量234×104t，占总储量的82.1%。平均地面原油密度为0.9783 g/cm3，平均粘度为4344 mPa.s，属普通稠油油藏，主要依靠稠油热采工艺开采。
综合分析，垦东521块、垦东53块均为具有边、底水的岩性构造层状稠油油藏。
2 目前开发存在问题
2.1 注汽压力偏高（>15MPa）
主要原因是：地层动用程度差，主要是新井投产及新补层;油井地层发育差;实射油层薄;地层污染。KD53块2口井为新井新层，1口井原油粘度较高，粘土含量高，且随着轮次增多注汽压力不断升高;KD521块6口新井新层，1口井粘土含量高，原油粘度高导致注汽压力升高。
2.2 边底水影响，吞吐选井难度逐步加大
综合分析稠油区块含水成快速上升趋势，年含水上升速度为0.4%，其中垦东53块含水上升迅速。垦东53块2016年与2010年相比，累计亏空增加了2.0倍，综合含水上升了3.9%，平均每年上升0.65%，综合含水达到了97.3%，含水的迅速上升，使区块产量下降，目前53块仅有5口井可以注汽，影响了注汽效果。垦东521块自2014年9月汽驱停注后，含水上升速度加快，新增8口不可注汽井，目前可注汽井减少至16口，严重影响了区块开发效果。
2.3 多轮次吞吐，吞吐效果逐年变差
垦东521块目前总井63口，开井44口，可吞吐井仅16口，且10口井进入第6吞吐周期，周期单井平均峰值日油水平由9.6吨降到5.8吨。进入多轮次吞吐后期，随着周期数的增加，各项开发指标变差。周期产油、周期油气比、峰值日油逐渐下降。
2.4 稠油井因套管质量等各种因素无法注汽，地层压力低，生产供液差
2.5 防砂效果差，水平井出砂，事故增多
垦东521块目前可吞吐井16口，可吞吐水平井9口，占可注汽井数的56.25%，因水平段长，防砂困难，出砂现象频繁，生产周期短，并且作业难度大，恢复时间长，自2014年至2016年9月底，共出砂19井次，影响日油51.2t/d，累计影响油量1728t，严重影响产量。
3 治理对策
3.1 高饱和挤压地填技术，降低注汽压力
针对新井新层、动用程度低或者地层发育差，层薄、渗透率低等原因引起的注汽高压，新一轮注汽周期内采用高饱和挤压充填措施改造地层，由注汽情况及周期采油情况可知，目前注汽压力得到明显降低，注汽干度提高，日产液、日产油明显增大。
3.2 应用氮气泡沫调剖工艺，减缓边底水入侵
利用泡沫视粘度高、遇水稳定遇油不稳定、堵高不堵低特性，封堵出水部位，调整吸汽剖面，改善高含水井吞吐效果。可以大幅提高注入蒸汽的波及系数，有效地降低油层水的相对渗透率，控制水的指进或锥进，提高蒸汽吞吐开采的阶段采收率。2016年6月累计实施4井次，可对比4井次，单井平均日增油5t/d，截止至2016年9月底，单井增油455吨。
3.3 二氧化碳复合吞吐增效工艺，提高注汽效果
利用二氧化碳补充地层能量、降粘、溶解气驱、抑制粘土膨胀的特点，规模化应用二氧化碳于辅助蒸汽吞吐，改善多轮次井吞吐效果，同时对选井原则、周期注入量、注入压力、浸泡时间、吞吐周期等注入参数进行优化。2014-2016年共实施8井次，措施后平均单井周期增油253.2吨，油汽比提升0.13。
3.4 一注多采，提高油井产能
针对稠油单元的注汽现状，寻找提质增效切入点，灵活运用“物性相近、动态关联”的注汽模式，对井底连通性较好的区块，地层能量下降的井组，实施同注同采、一注多采，改善平面剩余油动用状况，由单井挖潜向单井与单元互动增效转变。
3.5 针对多轮次吞吐的老井改进防砂工艺
针对第一轮次的油井，我们考虑采用一种可重复充填的防砂工艺管柱和耐高温的多层覆膜支撑剂。这两个区块均属于胶结疏松且出砂严重的细砂及粉砂岩油藏，应避免使用化学防砂工艺，可以考虑使用绕丝筛管砾石充填防砂，但在作业中要控制好防砂粒径，既要防止不加选择地粗细全防而堵死油层，又要避免因排砂生产导致储层坍塌而损坏套管。
4 总结与认识
结合稠油区块的地质特征和开发简历，对其开发现状进行了综合分析，由此得出以下总结与认识：
（1）稠油单元存在边底水入侵严重、吞吐轮次多增油效果差等问题，这些直接影响了开发效果。在“水”的治理上可运用氮气调剖技术，封堵出水部位，提高富集油地带的动用程度，实现地层深部封堵调剖;也可利用温敏凝胶的可逆性实现堵水调剖。
（2）针对由于套损等原因无法注汽的井，适当采用注CO2挤降粘剂冷采提高单井产能。
（3）针对新井新层、动用程度低或者地层发育差，层薄、渗透率低等原因引起的注汽高压，采用高饱和挤压充填等措施改造地层，降低注汽压力，提高注汽效果。
（4）目前稠油区块汽驱井均已停注，对井底连通性较好的区块，地层能量下降的井组，实施同注同采、一注多采。
（5）针对目前稠油区块均属于胶结疏松且出砂严重的细砂及粉砂岩油藏，考虑继续使用绕丝筛管砾石充填防砂，监督好作业质量。
参考文献
[1] 李晓林、周兴武、金兆勋.影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究.特种油气藏，2003.
[2] 周正平.稠油井CO2吞吐采油技术.华东石油局，2003
[3] 江兴林.油气勘探与开发.石油大学出版社，2002.
[4] 邹艳霞等.采油工艺技术.石油工业出版社，2006.
[关键词]稠油油藏;边底水活跃;氮气调剖;二氧化碳;一注多采
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）27-0159-01
1 油藏地质特征
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575×104t。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。
红柳油田垦东53块构造形态为由南东向北西倾没的鼻状构造，东陡西缓，倾角65°，构造高点在KD5-15，KD5-20井附近，内部发育一次生断层，将区块断层分割为两块，含油面积2.1 km2，地质储量285×104t，可采储量43.3×104t。主力油层是Ng下1、Ng下2、Ng下3，地质储量234×104t，占总储量的82.1%。平均地面原油密度为0.9783 g/cm3，平均粘度为4344 mPa.s，属普通稠油油藏，主要依靠稠油热采工艺开采。
综合分析，垦东521块、垦东53块均为具有边、底水的岩性构造层状稠油油藏。
2 目前开发存在问题
2.1 注汽压力偏高（>15MPa）
主要原因是：地层动用程度差，主要是新井投产及新补层;油井地层发育差;实射油层薄;地层污染。KD53块2口井为新井新层，1口井原油粘度较高，粘土含量高，且随着轮次增多注汽压力不断升高;KD521块6口新井新层，1口井粘土含量高，原油粘度高导致注汽压力升高。
2.2 边底水影响，吞吐选井难度逐步加大
综合分析稠油区块含水成快速上升趋势，年含水上升速度为0.4%，其中垦东53块含水上升迅速。垦东53块2016年与2010年相比，累计亏空增加了2.0倍，综合含水上升了3.9%，平均每年上升0.65%，综合含水达到了97.3%，含水的迅速上升，使区块产量下降，目前53块仅有5口井可以注汽，影响了注汽效果。垦东521块自2014年9月汽驱停注后，含水上升速度加快，新增8口不可注汽井，目前可注汽井减少至16口，严重影响了区块开发效果。
2.3 多轮次吞吐，吞吐效果逐年变差
垦东521块目前总井63口，开井44口，可吞吐井仅16口，且10口井进入第6吞吐周期，周期单井平均峰值日油水平由9.6吨降到5.8吨。进入多轮次吞吐后期，随着周期数的增加，各项开发指标变差。周期产油、周期油气比、峰值日油逐渐下降。
2.4 稠油井因套管质量等各种因素无法注汽，地层压力低，生产供液差
2.5 防砂效果差，水平井出砂，事故增多
垦东521块目前可吞吐井16口，可吞吐水平井9口，占可注汽井数的56.25%，因水平段长，防砂困难，出砂现象频繁，生产周期短，并且作业难度大，恢复时间长，自2014年至2016年9月底，共出砂19井次，影响日油51.2t/d，累计影响油量1728t，严重影响产量。
3 治理对策
3.1 高饱和挤压地填技术，降低注汽压力
针对新井新层、动用程度低或者地层发育差，层薄、渗透率低等原因引起的注汽高压，新一轮注汽周期内采用高饱和挤压充填措施改造地层，由注汽情况及周期采油情况可知，目前注汽压力得到明显降低，注汽干度提高，日产液、日产油明显增大。
3.2 应用氮气泡沫调剖工艺，减缓边底水入侵
利用泡沫视粘度高、遇水稳定遇油不稳定、堵高不堵低特性，封堵出水部位，调整吸汽剖面，改善高含水井吞吐效果。可以大幅提高注入蒸汽的波及系数，有效地降低油层水的相对渗透率，控制水的指进或锥进，提高蒸汽吞吐开采的阶段采收率。2016年6月累计实施4井次，可对比4井次，单井平均日增油5t/d，截止至2016年9月底，单井增油455吨。
3.3 二氧化碳复合吞吐增效工艺，提高注汽效果
利用二氧化碳补充地层能量、降粘、溶解气驱、抑制粘土膨胀的特点，规模化应用二氧化碳于辅助蒸汽吞吐，改善多轮次井吞吐效果，同时对选井原则、周期注入量、注入压力、浸泡时间、吞吐周期等注入参数进行优化。2014-2016年共实施8井次，措施后平均单井周期增油253.2吨，油汽比提升0.13。
3.4 一注多采，提高油井产能
针对稠油单元的注汽现状，寻找提质增效切入点，灵活运用“物性相近、动态关联”的注汽模式，对井底连通性较好的区块，地层能量下降的井组，实施同注同采、一注多采，改善平面剩余油动用状况，由单井挖潜向单井与单元互动增效转变。
3.5 针对多轮次吞吐的老井改进防砂工艺
针对第一轮次的油井，我们考虑采用一种可重复充填的防砂工艺管柱和耐高温的多层覆膜支撑剂。这两个区块均属于胶结疏松且出砂严重的细砂及粉砂岩油藏，应避免使用化学防砂工艺，可以考虑使用绕丝筛管砾石充填防砂，但在作业中要控制好防砂粒径，既要防止不加选择地粗细全防而堵死油层，又要避免因排砂生产导致储层坍塌而损坏套管。
4 总结与认识
结合稠油区块的地质特征和开发简历，对其开发现状进行了综合分析，由此得出以下总结与认识：
（1）稠油单元存在边底水入侵严重、吞吐轮次多增油效果差等问题，这些直接影响了开发效果。在“水”的治理上可运用氮气调剖技术，封堵出水部位，提高富集油地带的动用程度，实现地层深部封堵调剖;也可利用温敏凝胶的可逆性实现堵水调剖。
（2）针对由于套损等原因无法注汽的井，适当采用注CO2挤降粘剂冷采提高单井产能。
（3）针对新井新层、动用程度低或者地层发育差，层薄、渗透率低等原因引起的注汽高压，采用高饱和挤压充填等措施改造地层，降低注汽压力，提高注汽效果。
（4）目前稠油区块汽驱井均已停注，对井底连通性较好的区块，地层能量下降的井组，实施同注同采、一注多采。
（5）针对目前稠油区块均属于胶结疏松且出砂严重的细砂及粉砂岩油藏，考虑继续使用绕丝筛管砾石充填防砂，监督好作业质量。
参考文献
[1] 李晓林、周兴武、金兆勋.影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究.特种油气藏，2003.
[2] 周正平.稠油井CO2吞吐采油技术.华东石油局，2003
[3] 江兴林.油气勘探与开发.石油大学出版社，2002.
[4] 邹艳霞等.采油工艺技术.石油工业出版社，2006.