摘要：杜48塊屬于薄互層稠油油藏，自2017年實(shí)施二次開(kāi)發(fā)以來(lái)，近兩年在其邊部共投產(chǎn)新井55口，隨著開(kāi)發(fā)的不斷深入，由于采注比低、汽竄嚴(yán)重、出砂等問(wèn)題制約新井開(kāi)發(fā)效果，通過(guò)深入分析論證，針對(duì)區(qū)塊新井油層發(fā)育差、動(dòng)用程度低、出砂嚴(yán)重等問(wèn)題，優(yōu)化了新井注汽參數(shù)設(shè)計(jì)、優(yōu)選新井配套工藝措施，強(qiáng)化新井過(guò)程管理，取得了良好的開(kāi)發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：薄互層;注汽參數(shù);配套工藝;過(guò)程管理

1概況

1.1 地質(zhì)概況

杜48塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，總體構(gòu)造形態(tài)為一個(gè)由北西向南東傾斜的單斜構(gòu)造，開(kāi)發(fā)目的層為下第三系沙河街組四段杜家臺(tái)油層，地層傾角7～14°，探明儲(chǔ)量1689×10t，含油面積3.5km，為典型的薄互層狀稠油油藏。油層埋藏深度在852～1334m，油層厚度在30-93.8m之間。杜Ⅰ～Ⅲ組油層有效厚度平均26.8m。儲(chǔ)層孔隙度平均為28%，滲透率平均為918×10μm2。原油物性屬稠油，原油密度（20℃）0.91-0.95g /cm，原油粘度（50℃）3650-5052mPa.s。

1.2 開(kāi)發(fā)歷程

杜48區(qū)塊于1987年開(kāi)始滾動(dòng)開(kāi)發(fā)，截止2018年12月底，區(qū)塊共有油井307口，開(kāi)井176口，日產(chǎn)液1251t/d，日產(chǎn)油271t/d，綜合含水78.3%，2018年采油9.7×10t，年采水43.5×10t，年注汽61.0×10t，油汽比0.16。累計(jì)采油321.6×10t，累計(jì)注汽812.7×10t，累計(jì)油汽比0.4，采油速度0.58%，采出程度19.1%。平均吞吐周期為9.5，平均地層壓力2.4MPa。2017-2018年投產(chǎn)新井55口，日產(chǎn)液368t/d，日產(chǎn)油82t/d，綜合含水77.7 %，2018年采油 3.46×10t，注汽17.7 ×10t，油汽比為0.20。

2存在的主要問(wèn)題

杜48邊部近兩年共投產(chǎn)新井55口（其中2017年投產(chǎn)28口、2018年投產(chǎn)27口）。由于所投新井位于油藏邊部，受油層發(fā)育、儲(chǔ)層物性、原油粘度等因素影響，整體效果不理想。初期平均單井日產(chǎn)油4.1噸，平均單井日產(chǎn)油2.4噸。特別是2018年投產(chǎn)新井，初期平均單井日產(chǎn)油只有3.1噸，目前只有2.0噸。主要體現(xiàn)在以下四個(gè)方面：

2.1注汽壓力高

統(tǒng)計(jì)注汽壓力大于16Mpa的新井達(dá)25口，占總井?dāng)?shù)的46%，導(dǎo)致注汽質(zhì)量難以保證。（表1）

主要體現(xiàn)在以下兩個(gè)方面：

一是81%的井采用小爐子注汽，注汽速度為8t/h，注汽天數(shù)高達(dá)8.8天，對(duì)比正常注汽速度少7t/h，注汽天數(shù)增加4.1天，導(dǎo)致熱損失大。（圖1）

二是井口注汽干度難以保證。一半以上的井注汽干度低于70%。（表2）

2.2燜井時(shí)間長(zhǎng)

新井平均燜井時(shí)間達(dá)到19天，其中大于19天的井共23口，占總井?dāng)?shù)的41%，平均燜井時(shí)間達(dá)到21天，對(duì)比正常燜井時(shí)間（7天左右）多14天，導(dǎo)致井筒熱損失大，影響油井效果。如北部的曙1-52-016井油藏條件與鄰井基本類似，但由于燜井時(shí)間長(zhǎng)達(dá)47天，導(dǎo)致初期日產(chǎn)油只有2.5t，與鄰井對(duì)比少2.6t。（圖2）

2.3下泵難度大

部分新井下泵時(shí)由于壓力高，不得不采用鹽水壓井方式下泵，共實(shí)施17口井，初期日產(chǎn)油僅為2.1噸，較未壓井低1.6噸。

2.4部分井出砂嚴(yán)重

共有6口新井因出砂嚴(yán)重多次檢泵，累計(jì)砂卡14井次，平均單井出砂量在1.5方以上;目前因砂卡關(guān)井4口、壓防后待下泵1口、控液生產(chǎn)1口。

3開(kāi)展的主要工作

通過(guò)對(duì)上述開(kāi)發(fā)矛盾的綜合分析，根據(jù)形成的不同機(jī)理，采取有針對(duì)性的工藝技術(shù)措施：采取化學(xué)助排及解堵等措施來(lái)提高蒸汽波及范圍，降低注汽壓力;采取暫堵、調(diào)剖、同注同采措施減少汽竄影響，采取高溫壓裂防砂措施抑制出砂影響。通過(guò)優(yōu)化注采參數(shù)及工藝措施提高新井的開(kāi)發(fā)效果。

3.1合理設(shè)計(jì)注汽參數(shù)，確保油層低周期初步動(dòng)用

新井更靠近邊部以及處于難動(dòng)用區(qū)域，油層發(fā)育相對(duì)較差。研究發(fā)現(xiàn)，油層厚度整體變薄，總厚度分別只有27m，平均單層厚度2.4m，孔隙度只有18.1%、滲透率僅569mD、泥質(zhì)含量高達(dá)13.9%，原油粘度均在6000mPa.s以上，與主體對(duì)比均變差。從而導(dǎo)致開(kāi)采難度大，“注不進(jìn)、采不出”的矛盾較為突出。同時(shí)由于層間差異大，低周期注汽強(qiáng)度過(guò)高，會(huì)導(dǎo)致油層憋壓嚴(yán)重，加劇縱向動(dòng)用不均，井間汽竄嚴(yán)重，進(jìn)而影響后期開(kāi)發(fā)效果。對(duì)此，通過(guò)分析和總結(jié)，確定了低周期吞吐油層初步動(dòng)用的思路，即根據(jù)油層發(fā)育、動(dòng)用狀況、生產(chǎn)情況設(shè)計(jì)注汽強(qiáng)度以及遞增幅度，確保疏通近井地帶滲流通道，逐步增大注入蒸汽擴(kuò)散和加熱面積。

3.1.1對(duì)1周期動(dòng)用較好油井適當(dāng)加大注汽強(qiáng)度。

如杜92K井1周期采油311t，采注比0.49，2周期注汽強(qiáng)度由1周期的62.2t/m提高到67t/m，增加幅度7.7%，實(shí)施后周期采油696t，采注比為0.61。

3.1.2對(duì)油層發(fā)育差及1周期動(dòng)用差井適當(dāng)下調(diào)注汽強(qiáng)度。

如曙1-49-17井位于斷塊部署區(qū)域邊部，射開(kāi)油層26.5m/11層，1周期注汽強(qiáng)度67.3t/m，采油259t，2周期設(shè)計(jì)注汽強(qiáng)度58.3t/d，下降幅度9%，注汽過(guò)程中干度75%，目前周期生產(chǎn)271d，日產(chǎn)液7.5t/d，日產(chǎn)液1.5t/d，階段采油680t，生產(chǎn)效果明顯改善。

3.1.3油層發(fā)育相對(duì)較好但動(dòng)用差井保持注汽強(qiáng)度不變。

曙1-50-31井射開(kāi)油層24.4m/14層，1周期注汽強(qiáng)度63.7t/m，采油125t，采注比0.28，油層動(dòng)用較差。2周期保持注汽強(qiáng)度不增，采油140t，采注比0.26，3周期仍保持注汽強(qiáng)度不增，采油414t，采注比0.77，保證了油層的初步動(dòng)用。

3.2實(shí)施油層預(yù)處理、化學(xué)助排及解堵措施，提高吞吐效果

邊部新井儲(chǔ)層粘土礦物含量（平均5%左右）大于區(qū)塊整體含量，注入水易導(dǎo)致粘土礦物遇水膨脹，堵塞原油滲流通道，而進(jìn)行油層預(yù)處理防膨后，可以提高油井吞吐效果，累計(jì)實(shí)施6口，均取得了較好效果。

由于新井1周期注汽壓力較高，生產(chǎn)效果較差，從2周期開(kāi)始實(shí)施解堵和化學(xué)助排措施，累計(jì)實(shí)施解堵4 井次，助排18井次。實(shí)施解堵后，注汽壓力保持下降趨勢(shì)，由1輪的14.4MPa下降到3輪的13.7MPa。

典型井曙1-46-21井2周期實(shí)施解堵注汽壓力由1周期的18.3MPa下降到2周期的15.4MPa，周期產(chǎn)油由60t上升到217t，第三周期注汽壓力下降至12.7，周期產(chǎn)油上升至419t。

3.3采取小井組集團(tuán)注汽、暫堵調(diào)剖控制汽竄規(guī)模

為了控制汽竄規(guī)模，減少汽竄影響，我們?cè)趦?yōu)選注汽參數(shù)的同時(shí)，主要采用了小井組集團(tuán)注汽、暫堵調(diào)剖以及盡可能合理安排注汽運(yùn)行計(jì)劃等方法，對(duì)新井進(jìn)行汽竄綜合治理。

3.3.1小井組集團(tuán)注汽

即是將生產(chǎn)層位統(tǒng)一，汽竄頻繁發(fā)生、平面上相互臨近的2-4口井組合到一起集中注汽，同時(shí)生產(chǎn)。以井組內(nèi)產(chǎn)量總和達(dá)到廢棄產(chǎn)量為標(biāo)準(zhǔn)。由于平面上互相鄰近的一批井同時(shí)注汽，熱量集中，有利于油層升溫，促進(jìn)溫場(chǎng)形成。同時(shí)提高區(qū)域壓力水平，減少汽竄影響，改善油層動(dòng)用狀況。共實(shí)施3個(gè)井組，可對(duì)比2個(gè)井組，平均單井周期產(chǎn)油提高214t，累計(jì)增油800t。

3.3.2暫堵調(diào)剖

暫堵調(diào)剖就是在注汽前將調(diào)剖劑和置替液擠入地層，選擇性進(jìn)入高滲層，調(diào)剖劑遇水膨脹并在油層條件下形成凝膠，從而降低高滲層的滲透率，阻斷汽竄通道，調(diào)整吸汽剖面，使蒸汽轉(zhuǎn)入中低滲透層，起到封堵汽竄層的作用。2018年新井共實(shí)施 1井次，注汽壓力略有降低，效果不明顯。

3.4加強(qiáng)對(duì)不正常井研究及處理速度

曙1-48-19井在吞吐1周期連續(xù)因出砂井卡，通過(guò)及時(shí)實(shí)施人工井壁防砂治理，周期產(chǎn)油由1周期的82t，上升至310t，3周期已生產(chǎn)288d，階段產(chǎn)油966t，目前日產(chǎn)油2.2t/d，有效改善了生產(chǎn)效果。

3.5從生產(chǎn)管理入手，提高新井低周期吞吐效果

在特別加強(qiáng)夜間注汽質(zhì)量監(jiān)督，重點(diǎn)作業(yè)工序質(zhì)檢必須到位，確保注汽、作業(yè)質(zhì)量的基礎(chǔ)上，主要從以下三個(gè)方面加強(qiáng)生產(chǎn)管理：一是自制并逐步改進(jìn)油嘴放噴流程，確保連續(xù)平穩(wěn)放噴;二是新井全部采用注采一體管柱，且下泵采用熱采井口完井，并建議作業(yè)隊(duì)使用3寸大頭減少倒井口工序，降低下泵作業(yè)難度，加快施工速度;三是在加強(qiáng)作業(yè)下泵管理及入井流體研究，杜絕采用冷水或鹽水洗壓井，避免油層污染。2018年區(qū)塊新井投產(chǎn)一次成功率為100%，有效提高了新井低周期吞吐效果。

4實(shí)施效果

2018年，杜48新井共完成產(chǎn)量3.46萬(wàn)噸，注汽17.7萬(wàn)噸，油汽比0.2，對(duì)比年初測(cè)算，多生產(chǎn)原油0.21萬(wàn)噸，節(jié)余注汽量1.58萬(wàn)噸，油汽比提高0.1，達(dá)到預(yù)期目標(biāo)。同時(shí)，油井開(kāi)發(fā)效果明顯改善，為下步開(kāi)發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

5結(jié)論和認(rèn)識(shí)

5.1 杜48塊通過(guò)優(yōu)化注汽強(qiáng)度設(shè)計(jì)、優(yōu)選配套工藝措施、加強(qiáng)生產(chǎn)過(guò)程管理，新井取得較好吞吐效果。

5.2 新井低周期實(shí)施選配注對(duì)改善縱向動(dòng)用程度具有一定作用，同時(shí)進(jìn)一步提高油井吞吐油汽比。

5.3 目前成功摸索出的注、燜、放、下、采等生產(chǎn)管理辦法，對(duì)區(qū)塊下部新井開(kāi)發(fā)具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義和應(yīng)用前景。

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作者簡(jiǎn)介：

柴標(biāo)（1988-），男，漢族，本科，中級(jí)工程師，2012年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開(kāi)發(fā)研究工作。