井楼油田楼资23井区Ⅲ8-9层转点状蒸汽驱治理思路

张金阳

摘要： 楼资23井区Ⅲ8-9层区域整体产能较低，目前常规蒸汽吞吐效果较差，但采出程度仅为22.9%，剩余地质储量23.5万吨，因此开展研究转换吞吐方式，制定合理的注采井网，设计优化注采参数，对进一步提高区域的储量利用率，改善生产开发效果具有重要意义。

关键词：楼资23井区;Ⅲ8-9层;转换吞吐方式

一、地质概况

（一）构造特征

井楼油田一区构造为一北西--南东走向、西南翼被断层切割的长轴鞍型复式背斜。在复式背斜上，发育着五条断层，楼资23井区被①、⑤号断层切割形成，属受断层控制的浅层特稠油油藏。 （二）储层特征

1.储层连通性好，层间隔层稳定

楼资23井区处于扇三角洲前缘的水下分流河道微相，储层连通性好;Ⅲ8和Ⅲ9层层间隔层厚度2～3米，隔层比较稳定，Ⅲ9层层内夹层不发育，厚度小于1米。

2.油层埋藏浅，厚度相对较大

楼资23井区Ⅲ8-9层油藏埋深180.0-225.0米，埋藏较浅，H3Ⅲ8-9层砂体厚度在10～20米，有效厚度在2.0～15.0米，厚度较大。

3.油层物性好，属于高孔高渗储层

楼资23井区Ⅲ8-9层孔隙度在25%～35%之间，平均为32%;渗透率在1.1～4.7μm2之间，平均为1.67μm2。楼资23井区物性较好，属于高孔高渗储层。

（三）储量状况

采用容积法对井楼油田一区楼资23井区地质储量进行计算，楼资23井区含油层位包括Ⅲ6、Ⅲ8-9、Ⅲ10、Ⅲ11、Ⅳ1-3、Ⅳ7-8、Ⅴ2层，叠合含油面积0.13平方千米，总地质储量53.92万吨，其中主力层Ⅲ8-9层含油面积0.13平方千米，储量30.4万吨。

二、开发现状

楼资23井区2002年投产14口井，2004年6月外围新投10口， 2010年部署更新井1口，采用不规则五点法井网，井距70×100米，主力层Ⅲ8-9层，兼采层Ⅲ6、Ⅲ10、Ⅳ1-3、Ⅳ7-8、Ⅴ2层，共部署油井25口，总动用储量53.92万吨，采出程度21.6%，累计油汽比0.29，采注比1.3，含水78.2%，回采水率102.8%。

三、目前开发中存在问题及潜力分析

（一）多轮次吞吐后进一步扩大蒸汽波及体积难度大

井楼油田一区楼资23井区Ⅲ8-9层总利用井23口，其中大于6周期吞吐井达到20口，占吞吐总井数87%;实施热化学辅助吞吐共18口井，平均单井热化学辅助吞吐为3个轮次。经过多轮次吞吐后油井生产效果变差，11周期后周期产油量小于200吨，日产油小于1.5吨，油汽比小于0.2，热化学辅助吞吐有效期为2-3个周期。综上可知油井单纯依靠蒸汽吞吐或辅助热化学吞吐措施已无法有效扩大蒸汽波及体积，下步急需改变开发方式进一步提高储量动用程度。

（二）多轮次吞吐后汽窜加剧，制约吞吐效果

通过对井楼油田一区楼资23井区Ⅲ8-9层历史生产资料统计， 2002年以来共干扰汽窜68井次，累计影响产油量2684吨，平均单井影响产量40吨。汽窜导致单井蒸汽热利用率降低，蒸汽波及体积减小，制约了油井吞吐开发效果。

（三）受储层非均质影响，平剖面动用程度差异大

井楼油田一区Ⅲ8-9层纵向级差2.0-11.4，平面级差17.9，油藏非均质性严重。平面上分析：中心区域油井投产早物性好，采出程度达到30%以上，边部油井投产晚、物性差，采出程度较低;纵向上分析：剩余油与物性有关，高渗透层段动用好，中低渗透层段动用差。

综上分析可知，楼资23井区Ⅲ8-9层尽管存在汽窜严重、平剖面动用差异大、蒸汽吞吐开发进一步扩大蒸汽波及体积难度大的问题、但目前该区域Ⅲ8-9层采出程度仅为22.9%，剩余地质储量23.5万吨，因此，通过转换开发方式进一步提高采收率的潜力仍然较大。

四、点状蒸汽驱方案设计

（一）井网井距设计原则

1、利用现有可利用井做为汽驱井网内注采井（考虑井下技术状况影响）;

2、采用灵活的井网形式确保储量控制最大化;

3、原则上采用70～100米井距;

4、物性好、采出程度高（30%以上）、汽窜严重区域扩大1～2个井距。

（二）井網设计结果

依据井网井距设计原则，结合楼资23井区动态情况及开发现状，一方面为了避开楼1191、1173井汽窜通道，另一方面，由于楼1160井区域采出程度高，扩大井距到楼1171、1162井，最终优化设计楼资23井区点状蒸汽驱三个井组，其中注汽井3口，采油井14口（见图1、表1）。

采用容积法对楼资23井区转驱三个井组Ⅲ8-9层地质储量进行了计算。井组一（楼资23井组）含油面积0.0528 km2，平均厚度13m，地质储量14.82×104t;井组二（楼1180井组）含油面积0.0248 km2，平均厚度12.7m，地质储量7.07×104t;井组三（楼1200井组）含油面积0.0348 km2，平均厚度9.7m，地质储量7.54×104t;三个井组总含油面积0.1124 km2，总储量29.43×104t，达到了井网控制储量最大化的要求。

（三）注采参数优化设计

在确定了转点状蒸汽驱的合理注采井网、注汽方式后，还应对蒸汽驱注采参数进行优化设计，以取得较好的蒸汽驱开发效果。蒸汽驱阶段重要的注采参数包括注汽速度、间歇汽驱周期注汽量以及采注比。

1.注汽速度设计

根据井楼油田一区主体区域Ⅲ8-9层楼1814井组点驱的矿场效果，结合楼资23井区汽窜严重情况，井组一（楼资23井组）注汽强度设计为7t/d.m，井组二（楼1180井组）注汽强度设计为6t/d.m，井组三（楼1200井组）注汽强度设计为9t/d.m，现场应用过程中根据实际情况动态调整。

2.间歇汽驱周期注汽量设计

结合楼资23井区油藏条件以及设计的注汽方式、注汽速度等，优选间歇汽驱各轮注汽量为前2年以10%递增，后两年不递增。

3.采注比设计

井楼油田一区楼资23井区Ⅲ8-9层点状蒸汽驱的注采参数，具体见表2。

* 注汽方式：间歇汽驱，注30d停60d;

* 注汽速度：井组一（楼资23井组）注汽强度设计为7t/d.m，井组二（楼1180井组）注汽强度设计为6t/d.m，井组三（楼1200井组）注汽强度设计为9t/d.m，现场应用过程中根据实际情况动态调整;

* 间歇汽驱注汽量：前2年按10%依次递增，后两年不递增的方式注汽;

* 累积采注比：1.2。

（四）监测系统设计

为了及时掌握汽驱井组动态变化情况，以及验证转汽驱后的开采效果，为蒸汽驱动态调整提供可靠的依据，监测工作量安排见表3。

（五）配套工作量

为完善楼资23井区点状蒸汽驱注采井网，转蒸汽驱前应确保井组油井返层或回采至Ⅲ8-9层生产，另外为封堵汽窜通道，三口注汽井也都应在转驱前实施调剖堵窜措施，具体工作量见表4。

参考文献

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