稠油油藏开发状况分析与对策探讨

王玉娇

【摘 要】孤东油田稠油单元具有“薄、水、敏、低”的地质特征，适合热采开发。近年来，稠油开发效果逐年变差，开发难度越来越大。本文在介绍地质特征、开发历程及現状的基础上，分析了开发中存在的问题及潜力，阐述了开发调整的主要做法及效果。

【关键词】稠油油藏；开发状况；分析；对策探讨

一、稠油油藏基本情况

孤东油田稠油单元含油面积27.02km2，动用地质储量512万吨，分布在三个油田，含8个整体稠油单元，1个零散稠油单元。其中孤东油田包括九区、GD827、CD821块，含油面积5.86km3，地质储量957万吨，红柳油田包括KD521、KD53、K92、KD641块，含油面积9.0km2，地质储量1779万吨；新滩油田包括KD18及零散块，含油面积12.2km2，地质储量2376.3万吨。

（一）地质特征

孤东稠油具有“薄、水、敏、低”的地质特征。（1）储层薄且单一。孤东稠油油藏储层薄且单一，平均单层厚度39米：主力层少，平均只有1.8个。以单层开发为主，单层开发单元5个，受储层发育影响，储量规模小，储量规模在300万吨以上的整装稠油单元，共6个，其它3个稠油单元储量在300万吨以下，砂体分布零散。（2）边水能量较强。油藏9个开发单元的新井在钻遇过程中均见到了油水界面，单元边水能量较强，开发过程中受边底水影响较大。（3）敏感性强。G827储层具有极强水敏、弱碱敏、中等偏弱酸敏。（4）原油热敏性强，粘度相对较低，适合热采开发。

（二）开发历程及现状

孤东油田自1989年3月引进稠油注蒸汽热采开发工艺以来，孤东稠油自1995年正式投入开发，先后经历冷采、吞吐试验、试采开发，大规模热采建产开发：吞吐+汽驱阶段扩边：加密完善综合调整治理等4个开发阶段，进入“十二五”后，由于新区接替不足、加密细分潜力变小、保护区影响等因素，稠油产量呈递减趋势，2014年年产油46.1万吨。

稠油9个单元动用地质储量5112万吨，可采储量1105万吨，采收率21.6%。目前已有4个单元转入汽驱阶段。总井546口，开井465口，日产液16185吨，日产油1252吨，单井日产油2.7吨，综合含水92.3%。总采出程度13.53%，采油速度0.83%。与胜利油田同类油藏对比，孤东稠油目前井距小（130-50米），单控储量低（5.8吨），采收率高（21.6%），总体开发效果较好。

二、开发中存在的问题及潜力分析

（一）存在问题

（1）受保护区影响，开发调整难度大。孤东稠油9个开发单元有7个位于自然保护区，保护区储量大，共4260万吨，占总储量的83%，单控储量较高7.2万吨。受安评、环评等因素影响，开发调整工作开展难度大，储量、产量接替不足。

近几年保护区限制加重，新井日益减少，新区接替储量小且品位低，开发效果较差。2013年保护区投产新井12口，年产油0.6525万吨，其中新区4口，年产油0.0906万吨：2014年投产新井10口，年产油3.573万吨，其中新区4口，年产油0.852万吨。

（二）老井瓶颈问题未获突破，问题井治理难度大，老井治理投入不足

一是多轮次吞吐后开发效果变差，油汽比下降。常规蒸汽吞吐加热范围有限，只能加热油井半径30m-50m的范围，随着吞吐轮次的增加，开采效果逐渐变差。

随着轮次增加，油汽比由第一轮的1.2下降到第6轮的0.84，下降0.48，周期持续时间短，递减加大，增油效果变差，需加大热采增效工艺应用力度。

二是缺乏经济高效的堵水工艺。稠油高含水井日益增多，治理难度大，目前有29口井含水大于90%，占开井总数的52.9%，这部分井热采难度加大，逐步失去下步转周潜力。KD521、KD53等整体水淹区块，垦东53块目前单井日液51.6吨，单井日油2.1吨，综合含水95.8%，整体水淹严重，单项堵水措施已无法见效，井间富集剩余油无法采出，堵水开发难度大，需加大调剖力度。

三是缺乏成熟的汽窜井治理技术。随着吞吐轮次的不断增加，油藏压力的不断下降，

越来越多的稠油区块将转为汽驱开发。受平面及层内非均质性影响，主河道方向易发生汽窜，严重影响了汽驱效果。

（三）潜力分析

（1）剩余油富集，在挖潜增效的潜力

孤东稠油油藏剩余油分布符合稠油油藏“整体富集，条带水淹”的分布规律，整体潜力仍较大。①平面上井间动用程度差，剩余油富集，有工艺增效的潜力，统计2014年孤东九区井间加密新井含油饱和度，与老井距离40-50米的新井，平均含油饱和度57.8%，剩余油仍较富集，数值模拟表明，蒸汽吞吐最大加热平径40-70米，有加大复合吞吐工艺应用，扩大吞吐半径，挖掘井间剩余油的潜力。②边底水活跃区块主力层层内上部剩余油饱和度高，有进一步挖潜潜力，新井和监测资料表明，高含水井层内上部剩余油饱和度高，有治理边底水，挖潜顶部剩余油的潜力。

垦东521区块边底水活跃，整体含水较高，水淹严重，数模研究显示油层顶部剩余油较富集，2014年在高含水井区投产新井KD52P6井，油层钻遇良好，水平段平均含油饱和度51.0%，投产后高峰日油达到22.6t/d，增油效果明显。

（2）开发方式接替，提高采收率的潜力

①根据实施蒸汽驱4项基本准则和胜利油田蒸汽驱油藏筛选标准，下步可实施蒸汽驱的单元是KD18块，由于边底水活跃，地层压力高，需技术攻关后可实施蒸汽的是KD60-1、GD821。

②针对已汽驱开发单元，开展热化学驱试验，探索汽驱接替技术。汽驱末期增油效果变差，剩余油仍较富集，蒸汽驱+驱油剂+起泡剂+N2复合驱替，提高驱油效率。在孤东九区现场实施验证后，在垦东521、垦92推广应用。

（3）推广应用新工艺，具有改善边底水开发效果的潜力

2014年以來，除了在注汽吞吐井配套DNS工艺外，针对高含水井推广应用了乳液聚合物凝胶堵水，也取得了一定的效果。

三、主要做法及效果

（一）单层开发，扩大水平井应用类型

不断扩大水平井应用类型和规模，先后在KD18、孤东九区、KD521等单元实施水平挖潜，水平井开发实现了从厚油层到薄层到边底水油层的转变。KD521块实施主力层完善井网，非主力层单层水平井，边底水区域的律层顶部水平井调整，设计Ng4、N6～Ngxl两套井网，设计新井13口，增加动用储量82.9万吨，在主力层完善汽驱井网，部署汽驱井2口：非主力层单层水平井挖潜，部署3口：边底水主力韵律层顶部水平井挖潜，部署6口，目前完钻投产9口，平均单井日产油6.7吨，含水62.1%，取得较好的增油效果。

例如KD52P6井，新井井区综合含水92.4%，2014年4月完钻投产，油层钻遇良好水平段，平均含油饱和度51.0%，油井投产后，高峰日油达到22.6t/d，增油效果明显。

（二）转换方式，增加经济可采储量

孤东稠油目前已实施蒸汽驱单元5个，汽驱控制储量达到917.5方吨。2014年计划实施转蒸汽驱2个单元，其中孤东827转蒸汽驱已实施，垦东18正进行地面建设。并对老汽驱单元弧东九区实施整体调整，改善汽驱效果。

针对孤东九区蒸汽驱地层压力高，局部井网不完普，次要层动用差等问题，2014年实整体治理，一是完善汽驱井网转注1口，新汽驱井1口：二是单层水平井2口，三是汽驱停注期间，实施提液降压工作量14口（防砂提液6口，吞吐提液4口）。增加汽驱储量3万吨，增加动用储量11.6万吨，新井平均单井日油4.7吨，综合含水84.6%，井组日液由469吨上午到583吨，增加114吨。

（三）强化成整工艺推广应用，提高单井产能

针对不同类型稠油油藏开发难点，提高地质和开发规律认识，优化措施选井，确定不同的主导工艺，加大高效措施的推广应用力度，提高单井产能，重点是实施不动管柱CO2吞社，注汽CO2复合吞吐，氮气泡沫调剖等高效增油措施，提升措施的质量和效益，实现增油2.2万吨。油汽比提高0.12。

针对多轮次吞吐地层能量下降快，吞吐周期递减大，增油效果变差，实施注汽CO2复合吞吐，活性剂吞吐增能+高饱和充填防砂提液，实施60口，增油0.81万吨；时于多轮次吞吐后高含水井能量低，含水上升快，实施注汽注CO2复合吞吐、氮气调剖，实施26口，增油0.64万吨。

【参考文献】

【1】滕飞，注蒸汽开发稠油油藏开发指标预测模型， 《内蒙古石油化工》，2009年第7期.