杜84块南部兴Ⅰ组吞吐水平井效果改善分析

李正威

【摘  要】杜84块兴Ⅰ组水平井自2005年开始部署开发，前三年开发效果较好，年产油量保持在9万吨左右，09年开始综合含水逐年上升，年产油量下降至2.4万吨。18年经气体辅助措施改善，吞吐水平井综合含水由88%下降至65%，日产油量由70t/d上升至350t/d，18年年产油量上升至6.8万吨。

本次汇报旨在通过研究兴Ⅰ组吞吐水平井生产规律，合理制定下步计划，确保兴Ⅰ组开发效果，为公司增产稳产奠定坚实基础。

【关键词】兴Ⅰ组吞吐水平井;CO增压

1研究背景

杜84块兴Ⅰ组为一向南东倾斜的单斜构造，地层倾角5-8°，油藏类型为高孔高渗厚层块状边水油藏，地质储量667万吨，油品性质为超稠油。从油层物性上看，储层孔隙度21.6-31.0%，渗透率1.06-1.55μm，50℃原油粘度14.6-16.8×10mPa·s，属高孔高渗储层，油品为超稠油。

兴Ⅰ组自2005年开始部署水平井，到目前已部署水平井44口。2011年8口水平井转入SAGD生产。2016-2017年对杜84-兴H238等三口井大规模注入CO2，经过7个月的排气，南部吞吐区域恢复正常生产，自此兴Ⅰ组吞吐水平井进入高产稳产阶段。

杜84块兴Ⅰ组年产油量

19年开始，由于南部区域长期未得到能量补充，产量递减较快，若不及时采取上产措施，兴Ⅰ组吞吐水平井年产油量预计仅6万吨。

2主要研究内容

为保证兴Ⅰ组吞吐水平井产量，原计划对区域中部杜84-兴H238注入大量CO2，并对区域内水平井进行转轮注汽。但井组日产液量858t/d，日产油量376t/d，生产效果依旧较好，并且考虑到大规模注入二氧化碳可能对集输造成冲顶等影响，因此本次尝试对井组中部四口水平井进行注汽，补充地层能量。

2019年4月1日兴Ⅰ组吞吐水平井生产情况

3实施效果

为保证井组注汽质量，增大设计注汽量，平均单井增注1861t。除此之外，还对4口井进行整体注入CO措施进行增压。4口井重新投产后，日产液量1110t/d，日产油量310t/d，区域内17口水平井平均液面-420m，上升120m。

兴Ⅰ組南部水平井2019年累计产油8.9×10t，对比2018年6.8×10t增油2.1×10t，获得经济效益1575万元。

4结论建议

通过对杜84块南部吞吐水平井进行研究分析，我们总结出以下几点结论：

（1）、CO2辅助兴Ⅰ组水平井吞吐效果显著，有效补充了地层能量。

（2）、兴Ⅰ组地层连通性极好，可选取适当位置井点进行注汽，保证整体产量。

通过对井组内适当井点进行注汽可以有效减少排气期，但是由于注汽规模较小，油井转轮后生产效果不如18年5月大规模注气效果，下步建议等脱气罐建成后，在产量不紧张的情况下对南部吞吐区域实施整体同注，并对区域中心杜84-兴H238注入CO，保证地层压力。

（作者单位：中国石油辽河油田分公司特种油开发公司）