强化攻关，精细研究，提高滨509区块热采开发效果

殷昕冉

摘 要：滨509块位于山东省滨州市里则镇西北约2公里，构造上位于尚店油田西南角、属尚三区。馆陶组东营组上报含油面积3.8km2，储量635×104t。本文分析了该区块的油层特征、构造特征和开发历程，提出了改善开发效果的技术对策，取得了显著效果。

关键词：滨509块；构造特征；开发历程；技术对策；效果分析

一、区块基本概况

（一） 地质概况

1、区域位置

滨509块位于山东省滨州市里则镇西北约2公里，构造上位于尚店油田西南角、属尚三区。馆陶组东营组上报含油面积3.8km2，储量635×104t。

2、地层特征

纵向层系多，分为Ng、Ed、Es1，Ng-Ed、Ed-Es1不整合接触，目前该块主要开发层系Ng、Ed，埋深910-1330m，厚度150-330m，Ng连通性差，Ed连通性好。

3.油层特征

馆陶组和东营组共分为12个砂组、50个小层，其中含油小层35个，平均单层有效厚度1.6-3.0m。储量集中分布在Ng6和Ed3段。主力层（4个）和次力层（9个），占总储量的81.6%。

4、构造特征

滨509块整体为一单斜构造，西北高东南低。中部井控程度高区断层不发育，西南部发育5条低级断层，①断层控制油藏北部边界，②断层控制馆陶组油水关系。

5、岩石学特征

馆六段砂岩以含粉砂细砂岩和不等粒细砂岩为主，胶结疏松；东三段砂岩以粉砂质细砂岩和含粉砂细砂岩为主，泥质、灰质较重，胶结较致密。

6、物性特征

Ng、Ed存在差异，馆6段孔隙度34.9%，渗透率2554；东3段孔隙度37.9%，渗透率1283。

（二）开发历程

滨509区块从1998年开始开发，先后经历自然能量开发、注水开发、热采实验、热采综合调整、多轮次吞吐几个阶段。2012年10月实施转热采综合调整，实现产能突破，2013年至今投产新井100余口，新建产能达11.2万吨，峰值年产油达10.6万吨；随着近年来吞吐轮次增加，套损、管外窜等长停井大量出现，开井率下降，导致产能下滑。

从近几年产量情况来看，滨509区塊产能受注汽转周井次的影响较大。

2018.3月综合含水70.2%，由含水曲线可以看出，随着注汽热采开发的持续进行，区块整体的综合含水缓慢提高，目前区块内大部分油井的含水集中在40-80%。

二、主要工作及效果分析

（一）着眼长远，科学规划，落实产能接替阵地

滨509块2016年在Ng6段东部部署评价井SDB546-X70井，钻遇Ng组Ng67-68小层油层厚度5.7m/2层，生产130天，日油水平达6.4t，结合主体区西部油井钻遇及投产情况，平均钻遇馆陶组6.1m/3层，认为馆陶组仍有扩边潜力。因此决定在滨509块馆陶组东部继续实施滚动开发，部署滨509块馆陶东扩方案6口井，平均单井注汽量1500余吨，初期平均单井峰值日油12吨，新建产能约0.75万吨。滨509块馆陶零散方案，平均单井注汽量1700余吨，初期平均单井峰值日油8.9吨，新建产能约0.7万吨。

（二）创新思路，强化攻关，做实增量提效益

目前滨509区块内热采井的吞吐轮次普遍处于4-5周期。随着吞吐轮次的增加，影响区块开发效果的矛盾逐渐显现，我们针对不同的问题，采用相应的工艺措施，取得了显著成效。

针对油层动用不均衡，使用氮气泡沫调剖技术，根据温压剖面监测结果，调整笔尖位置，改善水平段动用程度，并辅助采用氮气泡沫调剖增能，注汽后温压剖面显示水平段吸汽剖面明显改善。

双炉注汽可以大幅提高注汽速度，提高注汽压力，扩大蒸汽波及范围，节省注汽时间，提高热能利用率，并减少氮气泡沫用量，单井节约13-25万元，并能够有效改善周期效果，提高转周增油量。综合考虑上轮地层亏空大、注汽压力偏低，周期递减大、地面井场允许且转周成本低等因素，共摸排出5口井满足双锅炉注汽条件。

滨509-平7井2014.8月注汽投产，注汽量1804方，累计生产543天，周期累油4755吨，油汽比2.6，采注比高达4.3，周期亏空5991方。采用双锅炉注汽后本周期较上周期排水期减少5天，排水量较上周期减少148方，峰值日产油12.4t，生产392天，累油2467.5t，日油水平6.3t/d。

509块东三段灰质含量高、注汽压力高，层间非均质性强，层间动用不均衡，多轮次转周后注汽压力居高不下。对于此类井采用酸化解堵调剖一体化工艺，总结发现油藏条件好，储层较厚，灰质含量高的井酸化效果好。

针对水平井泥浆污染较强采用连续油管喷射酸洗解堵工艺，此工艺针对钻井泥浆浸泡时间长、生产过程中的微粒运移等原因造成水平井近井堵塞有较好效果。

针对井间气窜，井建立汽窜台账，根据汽窜关联、井间就近、产量相近的原则，通过提前转周、延迟转周，合理划分井组，进行联动注汽，或实施热固性堵剂治理汽窜，措施效果较好。

滨509区块目前总井数139口，其中各类长停井达48口。长停井导致井网受损，失控储量达197万吨，大量资产闲置和浪费，对区块整体开发带来不利影响。我们对此采用自主扶停，合作扶停，风险承包扶停等方式治理长停井。

使用稠油冷采挤注降粘剂工艺，实现低成本高效开发。为应对注汽成本高，天然气气源紧张等情况，对部分注汽效益较差的油井实验实施了注降粘剂冷采措施。2017年11-12月，共实施挤注冷采降粘剂措施4井次，均取得较好效果。4口井施工后平均生产天数143d，日油由0.5升高至2.3t/d，累产油982t，累增油705t。目前4口井均已盈利。

三、存在问题与下步工作方向

1、在近两年我们加大了长停井的治理力度，但是长停井问题依然严重。因套损、高含水导致的长停井逐年增加，对区块整体开发带来不利影响。因此下步应继续加大长停井的治理力度，大力推进长效扶停工作。2、继续推广使用连续油管喷射酸洗解堵技术。3、针对亏空大油井，实验使用多元热流体工艺。4、对前期效果较好的工艺、技术、做法进行整理总结，下步继续推广实施。

参考文献：

[1]毕义泉，王端平等.胜利油田高效开发单元典型实例汇编.石油工业出版社，2013。

[2]张继国，李安夏等.超稠油油藏HDCS强化采油技术.中国石油大学出版社，2009。