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摘 要：单10-斜122 塊存在敏感性强、层间和层内非均质性严重、南部受边底水影响大等矛盾，开发难度大。投产工艺共配套了全过程油层保护技术，拟压裂防砂、一次性充填防砂、分层防砂、高饱和充填等防砂技术和环空隔热、一体化管柱、分层注汽技术，开发取得较好效果。
关键词：稠油油藏；拟压裂防砂；一体化管柱；分层防砂；分层注汽
前言
单10-斜122 块具有油层敏感性强、出砂严重、非均质性强、受边底水影响等开发矛盾，为实现区块高效开发，我们完善区块防砂、注汽、投产配套工艺，实现了区块高效开发。
1 油藏概况及开发难点
单10-斜122 块位于单家寺油田东南部，单2 块南部与单10 南部结合部位，为扇三角洲沉积，属地层—构造特稠油油藏。目的层为馆陶组，油藏埋深1085～1210m，含油面积0.84Km2，地质储量160×104t。方案共部署油井28 口，全部为定向井，单井设计产能6t/d，新增年产能力4.2×104t。
区块开发具有以下难点：
1.1 储层敏感性较强，需全过程油层保护
通过单10-斜122 块及邻区取心井润湿性资料分析，结果显示该块馆陶组储层具有中等水敏、弱碱敏和盐敏。储层粘土矿物含量为5～15%，鳞片结构。水敏造成粘土矿物膨胀，堵塞渗流通道，降低储层渗透率。
1.2 储层胶结疏松，成熟度低，沉积和成岩作用弱，出砂严重
该块馆陶组平均渗透率690.4×10-3μm2，孔隙度平均孔隙度30.4%，属于高孔高渗储层。储层砂岩类型以长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主，次为长石质岩屑砂岩，不等粒砂岩。该区块储层为典型的疏松砂岩油藏，具有渗透率、孔隙度高，成熟度低，砂粒度中值小，分选差的特点，地层易出砂。
1.3 南部低部位边水活跃，对生产影响大
单10-斜122 块在构造高部位为油层，边水主要分布南部低部位，各砂体之间油水界面不同。Ng24、Ng31 的油水界面大体相同，分别为-1150m 与-1145m； Ng32、Ng33、Ng34 小层的油水界面基本相同：-1200m。需制定针对性的投产对策，降低南部边水对区块采收率影响。
1.4 储层层间、层内非均值性严重，实现均衡开发难度大
纵向上，馆陶组含油小层5 个，层间渗透率级差达4.7，层间非均质性较强。平面上，馆陶组各小层层内渗透率级差为11-269，非均质性较强。整体表现为北部物性较好，向西逐渐变差。
2 技术对策及配套工艺
2.1 全过程油层保护，减少储层伤害
钻井和投产过程中采用全过程油层保护技术。钻开储层时采用聚合物润滑防塌钻井液体系，射孔、防砂、下泵作业过程中的各种入井液采用本地区达标热污水，要求入井液温度大于80℃，添加2%的粘土稳定剂。注汽过程中前置注入2‰高温粘土稳定剂SH对油层进行预处理，进行防膨处理层，以防止油层伤害。
2.2 优化防砂工艺，实现储层均衡动用
针对储层非均值性严重，南部边底水等开发矛盾，结合油层厚度、储层物性、层间差异等情况，优化单井防砂设计方案。共实施拟压裂防砂1 口，小排量一次性充填防砂4 口，分层防砂分层注汽6 口，饱和挤压充填防砂17 口。
2.2.1 拟压裂防砂技术
通过施工参数模拟，选定拟压裂防砂施工排量为3.5m3/min，最高砂比≥80% ，造缝长15-25m，铺砂浓度15-25kg/m2，导流能力1000-1400mD.m。
2.2.2 一次性充填防砂技术
对靠近边底水的4 口井，采用小排量一次性充填防砂工艺，优化施工排量至1.5m3/min，加砂强度﹤2.5t/m。一次性充填防砂还具有施工工序少，占井周期短，地层污染小等有点，有利于提高油井产能。
2.2.3 分层防砂技术
针对储层纵向差异大、隔层﹥5m 的6 口井，为提高层间动用程度，采用分层防砂工艺。该工艺投球分层可靠性高、层间封隔紧密、单层改造彻底，只需下一趟管柱即可实现多层分层充填，工序少，减少了施工工作量，缩短施工周期。
2.2.4 饱和挤压充填防砂技术
对位于区块中部、北部构造高部位采用饱和挤压充填技术。先对地层进行预处理，排出地层附近松散地层砂；然后向套管外大排量、高砂比高压挤注石英砂及高温涂料砂封口，提高挡砂强度和近井地带的泄油能力。套管内下入绕丝筛管，循环充填陶粒砂防砂。
2.3 优化注汽配套工艺，实现区块高效开发
单10-斜122 块馆陶组为特稠油油藏，为保证注汽质量，根据试采情况和理论计算，优化出区块注汽参数，配套了环空隔热技术，注采一体化管柱技术，分层注汽技术。
2.3.1 注汽参数设计
根据优化结果，确定注汽参数为：注汽强度： 170t/m；注汽速度：8t/h～10t/h；注汽干度：锅炉出口≥70%，井底≥40%。；对区块南部距离油水界面较近的4 口井的注汽参数进行优化，降低注汽强度，由170t/m 降至120-150t/m。
2.3.2 环空隔热技术
为解决注蒸汽热采过程中因压井、洗井灌液导致油藏水敏粘土膨胀、冷伤害的问题，采用隔热管柱下带节能封隔器密封油套管环形空间。
2.3.3 注采一体化管柱技术
注采一体化管柱可实现注汽、采油两个工艺过程，保持油层温度，避免入井液体对油层的冷伤害，实现多轮次的注汽、回采过程，转周作业简单，节省作业工时和费用，减轻劳动强度。
2.3.4 分层注汽技术
针对分层充填改造的6 口井，为进一步提高吞吐效果和纵向动用程度。采用分层注汽工艺，优化单层注汽强度：低渗层注汽强度180-200t/m，高渗层注汽强度170t/m。
3 区块开发效果
通过以上防砂、注汽等配套工艺实施，单10X122块开发取得较好效果。平均单井注汽量2100t，平均注汽压力16MPa，注汽干度70.5%。区块自2015年11月投产以来，累产油5.54×104t，平均单井日油11.5t，达到方案设计指标的191%。
4 区块开发认识
（1）针对敏感性较强的储层，必须实施钻井、固井、作业、注汽、生产全过程油层保护，减少储层伤害，确保储层潜力得到完全开发。
（2）由笼统防砂向精细防砂转变：纵向上采用分层充填改造，提高储层纵向动用程度，平面上实施单井单策，对于泥质含量高的区域，采用“气举返排+高温涂料砂封口”，先近井地带解堵，再充填建立高强度挡砂屏障；对低渗区域，采用拟压裂防砂工艺改造，可有效降低注汽压力，提高开发效果。
（3）在该区块实施的环空隔热、一体化管柱、分层注汽技术，从实施效果看，能有效提高注汽质量，对其它类似稠油油藏开发具有借鉴作用。
参考文献：
[1]程欣.分层防砂分层注汽工艺在稠油井上的应用.内蒙古石油化工，工程技术，2010（36）.
[2]王莉莉.王庄油田稠油热采井出砂因素及防砂适应性分析.科技致富向导， 2012.303（6）
[3]马丁，王东.吕超.王庄油田敏感性稠油油藏开发技术研究.西部大开发：中旬刊，2015（6）
关键词：稠油油藏；拟压裂防砂；一体化管柱；分层防砂；分层注汽
前言
单10-斜122 块具有油层敏感性强、出砂严重、非均质性强、受边底水影响等开发矛盾，为实现区块高效开发，我们完善区块防砂、注汽、投产配套工艺，实现了区块高效开发。
1 油藏概况及开发难点
单10-斜122 块位于单家寺油田东南部，单2 块南部与单10 南部结合部位，为扇三角洲沉积，属地层—构造特稠油油藏。目的层为馆陶组，油藏埋深1085～1210m，含油面积0.84Km2，地质储量160×104t。方案共部署油井28 口，全部为定向井，单井设计产能6t/d，新增年产能力4.2×104t。
区块开发具有以下难点：
1.1 储层敏感性较强，需全过程油层保护
通过单10-斜122 块及邻区取心井润湿性资料分析，结果显示该块馆陶组储层具有中等水敏、弱碱敏和盐敏。储层粘土矿物含量为5～15%，鳞片结构。水敏造成粘土矿物膨胀，堵塞渗流通道，降低储层渗透率。
1.2 储层胶结疏松，成熟度低，沉积和成岩作用弱，出砂严重
该块馆陶组平均渗透率690.4×10-3μm2，孔隙度平均孔隙度30.4%，属于高孔高渗储层。储层砂岩类型以长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主，次为长石质岩屑砂岩，不等粒砂岩。该区块储层为典型的疏松砂岩油藏，具有渗透率、孔隙度高，成熟度低，砂粒度中值小，分选差的特点，地层易出砂。
1.3 南部低部位边水活跃，对生产影响大
单10-斜122 块在构造高部位为油层，边水主要分布南部低部位，各砂体之间油水界面不同。Ng24、Ng31 的油水界面大体相同，分别为-1150m 与-1145m； Ng32、Ng33、Ng34 小层的油水界面基本相同：-1200m。需制定针对性的投产对策，降低南部边水对区块采收率影响。
1.4 储层层间、层内非均值性严重，实现均衡开发难度大
纵向上，馆陶组含油小层5 个，层间渗透率级差达4.7，层间非均质性较强。平面上，馆陶组各小层层内渗透率级差为11-269，非均质性较强。整体表现为北部物性较好，向西逐渐变差。
2 技术对策及配套工艺
2.1 全过程油层保护，减少储层伤害
钻井和投产过程中采用全过程油层保护技术。钻开储层时采用聚合物润滑防塌钻井液体系，射孔、防砂、下泵作业过程中的各种入井液采用本地区达标热污水，要求入井液温度大于80℃，添加2%的粘土稳定剂。注汽过程中前置注入2‰高温粘土稳定剂SH对油层进行预处理，进行防膨处理层，以防止油层伤害。
2.2 优化防砂工艺，实现储层均衡动用
针对储层非均值性严重，南部边底水等开发矛盾，结合油层厚度、储层物性、层间差异等情况，优化单井防砂设计方案。共实施拟压裂防砂1 口，小排量一次性充填防砂4 口，分层防砂分层注汽6 口，饱和挤压充填防砂17 口。
2.2.1 拟压裂防砂技术
通过施工参数模拟，选定拟压裂防砂施工排量为3.5m3/min，最高砂比≥80% ，造缝长15-25m，铺砂浓度15-25kg/m2，导流能力1000-1400mD.m。
2.2.2 一次性充填防砂技术
对靠近边底水的4 口井，采用小排量一次性充填防砂工艺，优化施工排量至1.5m3/min，加砂强度﹤2.5t/m。一次性充填防砂还具有施工工序少，占井周期短，地层污染小等有点，有利于提高油井产能。
2.2.3 分层防砂技术
针对储层纵向差异大、隔层﹥5m 的6 口井，为提高层间动用程度，采用分层防砂工艺。该工艺投球分层可靠性高、层间封隔紧密、单层改造彻底，只需下一趟管柱即可实现多层分层充填，工序少，减少了施工工作量，缩短施工周期。
2.2.4 饱和挤压充填防砂技术
对位于区块中部、北部构造高部位采用饱和挤压充填技术。先对地层进行预处理，排出地层附近松散地层砂；然后向套管外大排量、高砂比高压挤注石英砂及高温涂料砂封口，提高挡砂强度和近井地带的泄油能力。套管内下入绕丝筛管，循环充填陶粒砂防砂。
2.3 优化注汽配套工艺，实现区块高效开发
单10-斜122 块馆陶组为特稠油油藏，为保证注汽质量，根据试采情况和理论计算，优化出区块注汽参数，配套了环空隔热技术，注采一体化管柱技术，分层注汽技术。
2.3.1 注汽参数设计
根据优化结果，确定注汽参数为：注汽强度： 170t/m；注汽速度：8t/h～10t/h；注汽干度：锅炉出口≥70%，井底≥40%。；对区块南部距离油水界面较近的4 口井的注汽参数进行优化，降低注汽强度，由170t/m 降至120-150t/m。
2.3.2 环空隔热技术
为解决注蒸汽热采过程中因压井、洗井灌液导致油藏水敏粘土膨胀、冷伤害的问题，采用隔热管柱下带节能封隔器密封油套管环形空间。
2.3.3 注采一体化管柱技术
注采一体化管柱可实现注汽、采油两个工艺过程，保持油层温度，避免入井液体对油层的冷伤害，实现多轮次的注汽、回采过程，转周作业简单，节省作业工时和费用，减轻劳动强度。
2.3.4 分层注汽技术
针对分层充填改造的6 口井，为进一步提高吞吐效果和纵向动用程度。采用分层注汽工艺，优化单层注汽强度：低渗层注汽强度180-200t/m，高渗层注汽强度170t/m。
3 区块开发效果
通过以上防砂、注汽等配套工艺实施，单10X122块开发取得较好效果。平均单井注汽量2100t，平均注汽压力16MPa，注汽干度70.5%。区块自2015年11月投产以来，累产油5.54×104t，平均单井日油11.5t，达到方案设计指标的191%。
4 区块开发认识
（1）针对敏感性较强的储层，必须实施钻井、固井、作业、注汽、生产全过程油层保护，减少储层伤害，确保储层潜力得到完全开发。
（2）由笼统防砂向精细防砂转变：纵向上采用分层充填改造，提高储层纵向动用程度，平面上实施单井单策，对于泥质含量高的区域，采用“气举返排+高温涂料砂封口”，先近井地带解堵，再充填建立高强度挡砂屏障；对低渗区域，采用拟压裂防砂工艺改造，可有效降低注汽压力，提高开发效果。
（3）在该区块实施的环空隔热、一体化管柱、分层注汽技术，从实施效果看，能有效提高注汽质量，对其它类似稠油油藏开发具有借鉴作用。
参考文献：
[1]程欣.分层防砂分层注汽工艺在稠油井上的应用.内蒙古石油化工，工程技术，2010（36）.
[2]王莉莉.王庄油田稠油热采井出砂因素及防砂适应性分析.科技致富向导， 2012.303（6）
[3]马丁，王东.吕超.王庄油田敏感性稠油油藏开发技术研究.西部大开发：中旬刊，2015（6）