摘要：研究区块以冷采和蒸汽吞吐方式投入开发，开发过程中暴露出部分油水过渡带的油井综合含水高，部分油井注汽压力高以及区块产量递减快等突出问题。针对研究区块稠油油藏底水锥进快、注汽压力高、措施单井投入大的开发现状，剖析问题根源，结合潜力认识，创新低成本工艺，从新工艺不动管柱提质增效和主导措施治理低产低效井两方面入手，有针对性地开展微生物复合吞吐采油、微观油水调控冷采降粘、氮气泡沫压水锥冷采、稠油层内堵水、充填防砂闭式管柱注汽、DC、DCS 等技术措施试验，相应措施实施后，单井效果较好，经济效益显著，对边底水稠油油藏的高效开发具有一定的指导意义。
关键词：边底水稠油油藏；冷采；蒸汽吞吐；高效开发
1 油藏概况
研究区块位于构造上处于潜山披覆构造的结合部。储层岩性以细砂岩为主，是一个受构造和岩性双重控制的高渗透砂岩稠油油藏。该区块主力层系为Ng 上6 和Ng 上7，储层具有明显的非均质性。孔隙度为31%～35%，渗透率为1.200～2.328μm2，地面脱气原油黏度(50℃) 为2727～9196mPa·S，原油密度(20℃) 为0.9705～0.9872g/cm3。储层深度1611～1645m，井斜35～52°，油藏边底水活跃，纯油区小，油水过渡带较宽，油水体积比为1.3∶1，没有统一的油水界面。根据试油试采资料分析，地层压力14.9～15.6MPa，地层温度70～72℃，属常温常压油藏。
2 区块开发现状
研究区块以冷采和蒸汽吞吐方式投入开发，开发过程中暴露出部分油水过渡带的油井综合含水高，部分油井注汽压力高以及区块产量递减快等突出问题。2017 年8 月至2018年12 月进行老区综合调整，后续采取防砂、DC 冷采、蒸汽吞吐等措施进行综合治理，截止2018年12月，共有油井51口，开井45口，产液1772m3/d，产油165m3/d，综合含水90.7%，动液面549m。
2.1 油藏底水锥进快，水平井热采转周效果不理想
研究区块深层边底水稠油油藏由于边底水入侵、储层原油粘度高和油水流度比差异大等原因，造成油层下部连片水淹，Ng712-3 小层受到不同程度水淹。纯油区老井进行多轮次注汽转周，油水过渡带油井注汽轮次一般不超过2 轮，热采转周日产油低、含水高。
2.2 部分油井注汽压力高，开发效果差
该区块Ng63 小层边部油井储层物性较差、泥质含量高导致储层水敏性中等偏强，注汽压力高达18.5～24.7MPa，注汽质量达不到设计要求。Ng66 储层水敏严重，热采开发对于水敏储层不能有效动用。
2.3 稠油措施单井投入大、施工工序多而复杂，导致占井周期长
稠油开发过程中存在投入较大的问题，原因是实施拔滤、酸洗混排、防砂、注汽等作业工序复杂、占井周期长，措施费用较高，低油价导致生产效益下降。
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2.4 受开采方式影响，不正常生产油井较多
稠油井长期高温高压热采开发，因套损、水窜等原因导致停井较多。研究区块共有油井51 口，6 口井未能正常生产，占总井数的11.5%。
3 提质提效配套工艺技术
3.1 微生物复合吞吐技术
根据研究区块产出液菌群结构和油藏条件，从室内实验筛选出最佳微生物复合吞吐体系( 激活剂II+5% CK2+5% AP-1+0.1%生物表面活性剂)，发挥多种功能微生物的协同作用，对原油产生乳化，改善其流动性；利用功能性激活剂，调整高含水油井的产液剖面，改善单井开发效果。该区块微生物吞吐实施成功率75%，累计增油2250.1t，平均单井增油达281.3t，有效期最长为221d。
3.2 微观油水调控冷采降粘技术
为提高降粘解堵效果，结合室内实验结果，考虑到目前油藏高含水，注入到油层中的降粘剂体系溶液被地层水稀释，降粘体系分段塞注入。前置段塞为小剂量高浓度溶液(3%～5%)，以降粘解堵为主；后置段塞为大剂量低浓度溶液(1%～2%)，扩大降粘剂的波及范围。稠油冷采降粘工艺实施8 口井，初期日增油14.5t，目前有6口井日增油15.8t，措施成功率75%，累计增油2516.9t，平均单井增油达314.6t，有效期最长为167d。
3.3 水平井层内堵调技术
针对前期微生物复合吞吐失效的水平井，开展层内堵水工艺试验，优化设计四段塞注入法，探索稠油底水油藏层内堵水技术。稠油水平井冻胶层内堵水技术现场实施2 口井，初期日增油15.7t，后期日增油4.1t，累计增油448t，A井连续增油145d。在纯油区和过渡带底水规模较小的井区，实施氮气泡沫封堵复合冷采降粘试验，现场应用1 井次，A井措施后控液生产日增油3.8t，含水下降12.7%，见到较好的控水增油效果。
3.4 DCS热采转周技术
冷热采、防砂一体化治理低效井工艺，针对稠油油藏闭式注汽管柱成本高、防砂管柱堵塞降液等问题，通过实施防砂治理，应用防砂注汽一体化工具，优化DC、DCS 施工参数，降低措施成本。2018 年治理低效井3 口，降低成本52.3%，累计增油3317.1t。
4 结语
研究区块稠油油藏开发难度大，随着蒸汽吞吐轮次的增加，生产效果逐渐变差，长期高温高压热采开发，因套损、水窜等原因导致停井较多。根据该区块稠油油藏不同层系的特点，实施分层系治理、差异化开发的思路，氮气泡沫封堵配套冷采降粘工艺治理纯油区和过渡带底水规模较小的井区，利用高强度封堵体系封堵油水过渡带高含水井，控制强底水锥进速度，稠油降粘和层内堵水等稠油增产技术协同效果评价，多措并举，改善区块开发效果。
参考文献：
[1] 杜勇，段志刚. 深层稠油油藏微生物吞吐技术研究与应用[J]. 油田化学，2018，(3)：499-502.
[2] 吴庆莉. 浅析稠油油藏冷采技术的实验与应用[J]. 化工管理，2018，(29)：174.
论文作者:苏军辉, 饶德林,武连永
论文发表刊物:《工程管理前沿》2019年18期
论文发表时间:2019/11/7
标签：区块论文; 油井论文; 油水论文; 过渡带论文; 油藏论文; 措施论文; 微生物论文; 《工程管理前沿》2019年18期论文;