1、单家寺稠油综合递减控制方法及下步措施摘要：单家寺稠油油田是胜利油田投入热采开发最早的稠油油藏，它位于滨县凸起南坡，主要含油层系有馆陶组、东营组、沙一段和沙三段，截止目前共探明含油面积 20.44Km2，探明石油地质储量8763.7104t。目前已投入开发区块有单 2、单 10、单 6 西、单 56、单83 和单 113 块，动用含油面积 19.07Km2，地质储量 7911104t，动用采收率 22.1%。单家寺油田稠油油藏按原油粘度分类表，普通稠油动用储量1982 万吨，占总储量的 25.1%；特稠油动用储量 4356 万吨，占总储量的55.1%；超稠油动用储量 984 万吨，占总储量的 1
2、2.4%；特超稠油动用储量 589 万吨，占总储量的 7.4%。 关键词：单家寺；稠油；递减；控制。 中图分类号：TE345 文献标识码： A Abstract: the single family temple viscous crude oil field is the earliest development of heavy oil reservoir of shengli oilfield into thermal recovery, it raised a marina county south slope, the main oil-bearing series are guan
3、tao and dongying group, the sand for a period of three sections, and sand so far has proven oil bearing area of 20.44 Km2, proven oil geological reserves of 8763.7 x 104 t. Now in development blocks have a single 2, 10 single, single 6 west, single, 56, 83 and 83, the use of oil bearing area of 19.0
4、7 Km2, geological reserves of 7911 x 104 t, with recovery of 22.1%. Single family temple oil field according to the classification of crude oil viscosity of heavy oil reservoir, ordinary heavy oil producing reserves of 19.82 million tons, accounting for 25.1% of the total reserves; Producing reserve
5、s of heavy oil 43.56 million tons, accounting for 55.1% of the total reserves; This use of reserves of 9.84 million tons, accounting for 12.4% of the total reserves; , this use of reserves of 5.89 million tons, accounting for 7.4% of the total reserves. Key words: single family temple; Heavy oil; De
6、creasing; Control. 中图分类号：TE133 文献标识码：A 开发中存在的主要矛盾 一是老区严重水淹，平面剩余油分布零散单稠油自 2006 年起，先后进行了加密、调整、新建等共投产新井 302 口，综合含水基本稳定在85%，一定程度掩盖了老区水淹的加剧，但自 2010 年后，新井投产井数减少，老区含水上升明显，油井综合含水 85.3%逐渐上升至目前 88.1%。二是汽窜程度加剧，纵向动用程度差异大目前单稠油汽窜井次已由 2008年 164 井次上升至 237 井次，汽窜现象由单对发展成多对向汽窜，同层汽窜发展为不同层间管外汽窜，汽窜影响产量逐年加大。三是油井况日益恶化，油井治理
7、难度加大目前我矿投产油井 689 口，长期停产井 324口，占投产井数的 47.0%，因套损长停 65 口，带病生产井 31 口，其中 8口为 2012 年治理后带病生产，给后续治理带来隐患。 二、单家寺稠油综合递减控制方案实施情况 转变开发思路，精细井层分析，笼统注汽改为分层注汽 为了进一步改善纵向油层动用不均衡的问题，近年来共实施各类分层注汽 4 井次均取得了一定的效果，平均单井日油能力 9.1t/d，累计增油 5864t。 分层注汽油井生产效果统计表 新井分层防砂分层注汽 2012 年我矿首次在新井实施分层防砂分层注汽 1 井次（83X111）取得了较好的开发效果。单 83X111 位于
8、单 83-014 块靠近断层构造高部位，生产 Ng2-3，1135.8m-1154.1m，11.7m/2 层，针对该井层间渗透率差异较大，隔层较好，同时为避免影响邻井 83-025 井发生汽窜，影响油井生产效果，实施了分层防砂分层注汽措施。注汽过程中，单 83X111 先注汽下部 9 号层注汽量 1094t，注汽压力 14 Mpa -14.4Mpa，干度 70.5%，分层注汽换层注汽上部 8 号层注汽量 1279t，注汽压力 12.6 Mpa -11.1 Mpa，注汽干度 70.5%。该井下泵投产后，峰值温度 105 度，峰值油量23.6t/d，相对其它单 83-014 块投产新井见到了较好生
9、产效果。从注汽情况看：上部 8 号层在渗透率低于下部 9 号层的情况下，注汽压力低于下部，分析认为 83-014 块汽窜严重，在蒸汽超覆作用下，上部油层已被部分动用。由于上部 8 号层仅注汽 1279t，因此与周围邻井发生未汽窜。 老井分层注汽 近年来老井实施不同分层注汽方式共 3 井次（146-1，83-041，6-18-10） 。其中，单 146-1 和单 83-041 井在累计采出程度高，与周期井汽窜严重的情况下，实施分层注汽取得了较好的生产效果，6-18-10 井是首次在高含水井实施分层注汽井的措施井，由于生产时间较短，效果待进一步观察。 单 146-1 井措施前后效果对比表 转变生产
10、观念，开展高含水原因分析，吞吐转周辅助氮气调剖 氮气泡沫调剖 自 2009 年以来，我矿先后针对层间差异大的高含水井实施氮气泡沫调剖技术 11 井次，平均单井日增油 0.7 吨/天，综合含水下降了 2.2%。其中 9 口井（6-6-32、6-12-6、6-14X28、6-14X2（1、2） 、6-14X12、56-12X8、56-4X6、56-15-3）注汽压力明显高于措施前 3-6Mpa，见到增油降水效果的油井共 7 口井（6-6-32、6-12-6、6-6-34、6-14X2（1） 、6-14X12、56-12X8、1） ，日油能力由 3.8t/d 提高至 6.0t/d，综合含水 92.5
11、%下降至 85.5%，另有 1 口井（6-14X2（2） ）因生产时间短效果待观察。 转周辅助氮气调剖 在 2012 年我矿首次尝试吞吐转周辅助氮气调剖共实施 9 口井，其中4 口井（2-53-7、10XN48、6-6-24、56-11-19）注汽压力明显高于措施前1-4Mpa，开井 9 口井中，有 8 口井（2-53-7、10XN48、10X59、6-4-20、6-10X42、6-6-24、56-5-23、56-11-19）见到了较好的措施效果，日油能力由 5.6t/d 提高至 8.3t/d，综合含水 87.9%下降至 84.8%，其余井因生产时间短，效果待进一步观察。 小结 （1）氮气泡沫
12、调剖及转周辅助氮气调剖能够有效提高油井注汽压力，改善吸汽剖面。氮气泡沫调剖及氮气调剖共实施 20 井次，其中 13 口井注汽压力有所提升。但由于氮气泡沫调剖所用氮气量明显高于氮气调剖用量（平均氮气泡沫调剖氮气用量 7.3104m3，氮气调剖氮气用量5.1104m3）及高温泡沫剂的作用，注汽压力提升效果明显好于氮气调剖措施。 （2）氮气泡沫调剖及转周辅助氮气调剖井增油明显油井主要分布在受边底水影响较小的构造中、高及边部，原油粘度低于 4104mPaS，储层纵向渗透率级差在 2-6 之间。 （3）转周辅助氮气调剖井氮气量需要进一步优化。从已实施的 10-59 与 2-53-7 的效果对比看，氮气用
13、量过低易造成油井措施有效期缩短。 转变运行方式，注汽参数优化与同注同采纳入运行常态化 注汽参数优化效果 2012 年我矿继续开展注汽参数优化试验，1-12 月份吞吐 458 井次，单井注汽量 3052t，与 2011 年对比注汽井次增加 82 井次，单井注汽量下降 666t，直井与水平井注汽量均有所下降。 2012 年与 2011 年单家寺稠油油藏吞吐注汽量同期对比表 可对比注汽量波动大于 300t 油井共计 122 井次，其中下调注汽井次90 井次，平均单井注汽量下降 940t，平均单井液量、综合含水、周期产油量与上周同期对比略有下降，由于注汽量下降幅度较大，油汽比由0.23 提高到 0.3
14、0，上调注汽井次 32 井次，平均单井注汽量上升 547t，平均单井液量略有上升，周期产油量基本持平，但油汽比有所下降。 同注同采及双井合注效果 针对日趋恶化的汽窜及井控影响运作情况，我矿加大同注同采，连注连采及一炉分注措施。仅 2012 年实施同注同采及分注井 34 井对 72 口，平均单井注汽量 3138t，单井产油 614t，单井日产 5.4t/d，汽窜井次由45 井次下降为 36 井次。 2012 年针对单 56-6X16、单 56-7X15 及单 56-6X14 与周围井汽窜严重及该区域油藏压力仅 3.2MPa 的开发形势,采取三口井同时注汽，整体提高该区域井间加热半径。从生产情况看
15、，液量相对上周同期增加12.7t/d，油汽比提高 0.04。其中，56-6-14（生产 Ng1-3，35.6 米/4 层）与 56-7-15 （生产 Ng3，14 米/1 层）增油明显，仅 56-6-16（Ng2，9.6米/1 层）与上周期生产情况基本相同。从汽窜情况来看， 三口井注汽过程中邻井没有汽窜，以往汽窜井 56-7-13 56-5-13、56-6-14 均未有反应。配套工艺技术，加大汽窜封堵、低产低效及油稠治理力度 汽窜封堵治理 近几年来我矿区加大封窜治理力度，仅 2012 年共实施封窜措施 11口，主要分布在汽窜严重的单 83 块和单 56 块，均见到了较好的封窜效果。从注汽情况看
16、，7 口井的注汽压力相对上周期上涨 1-4Mpa，5 口井注汽过程中未与邻井发生汽窜。从生产情况看，平均单井日油能力由措施前的 4.9t/d 提高至 5.9t/d，单井累计增油由措施前同期 628t 提高至925t，其中 6 口井增油明显。 低产低效治理 单 56 块西北部油层物性较差，平均渗透率 200-60010-3um2。2002年相继投产 7 口井，其中 5 口井因低产停井，平均单井累计采油均低于8000t。开井 1 口井，单 56-4-4 井射孔井段 Ng1-2，11086.0m-1102.3m,15.6m /2 层，最高渗透率 120.914 10-3um2。目前第 8 周，平均单
17、井日油 3.8t/d，周天 382d，周期产油 1463t，周水 7163t，累计产油 0.5280104t ，累计产水 2.6257104t，分析认为该区域油井主要由于低渗造成油井低效生产。2012 年 9 月优选单 56-5-3 井实施补孔砾石充填防砂改造地层措施，取得了较好的生产措施效果。 油稠治理 单 113 块 50地面脱气粘度 30133.2104mPa.s。2009 年产能新建，动用含油面积 0.38km2，动用地质储量 201104t，标定采收率16%，未动面积 0.62 km2，未动储量 587104t。截至 2012 年 12 月份，投产油井 24 口，开井 10 口，日液
18、水平 509t/d，日油水平 41t/d，综合含水 91.9%，累计采油 9.4713104t，采出程度仅 4.65%。 为提高单 113 块开发效果，2012 年我矿开展 HDCS 配套降粘措施实施5 井次，平均日液 47.0 吨/天，日油 5.1 吨/天，综合含水 89.1%，生产了 152 天，产油 780 吨，产水 6353 吨，与往年措施效果对比增油效果明显。 三、后续工作措施 新井源头入手，加大分层开采力度 目前在单 83-108 井已实施分层防砂、分层注汽措施，待注汽投产。同时，针对老井加大排查力度，因井制宜，优选不同的分层注汽分层采油工艺。下步优选分层注汽 3 井次（10-34
19、，56-21X7、6-10X34） ，分层防砂分层注汽 1 口（2-49-7）, 卡封下部单注上部油层合采 1 口（10-14） ，卡封中部分注油层顶、底部 1 口（10-28） ，底部注汽 6 井次（56-8X8、56-13XN9、56-14X4、56-15-5、56-15X7、56-15-15） 。三是我矿将加大吸汽剖面，吸水剖面，产液剖面，剩余油测试等油藏监测力度，加强油藏纵向均衡动用状况认识，为下步实施分层注汽提供可靠的数据依据。 深化油井分析，开展高含水分类治理 2012 年我矿初步根据生产动态情况进行判断分析对高含水井进行了分类，下步将加大通过硼中子等监测手段和管外窜治理技术的应用
20、，开展分类分批治理。 一是要开展管外窜治理。2012 年单 10 南部 4 口 Ed 组新井投产后取得了较好开发效果，下步强化该块南部生产井、长停井进行了潜力再分析、再认识。 ，初步分析受管外窜影响 11 口井，灰面失效 8 口井，重新论证后，优选 2-3 口井验证灰面重新注灰，开展管外窜治理挖潜剩余油。二是要开展注氮调剖技术。在水淹相对较轻区域，将吞吐拌注氮气调剖纳入常规生产开发技术，提高油井生产效果。针对 2-53-7 井注氮调剖效果较好的情况，对投产较晚，累采程度较低，构造高部位的单 2 东S34 段井区及构造高部位无井网控制的试验区，优选 5 口井实施注氮压水锥措施抑制底水；在单 6
21、西中部及构造顶部水淹相对较弱区同时汽窜相对频繁区域，优选 2 个井区实施封窜调堵配合注氮调剖措施； 其次是单 56 块 Ng3 返 Ng1-2 高含水井再认识。单 56 块 Ng1-2 砂体油层薄，采油速度快，含水上升速度高于油层相对较好的 3 砂体，加上蒸汽超覆影响，不利于油层纵向有效动用开发。下步计划实施下返 5 口，恢复 Ng3 油层开发。 再次是开展水平井堵水工艺 2 口。针对单二块 Ng1 砂体油井单 2P14和单 2P15 水平段出水影响油井开发效果，计划实施水平井堵水工艺。 精细油藏管理，强化汽窜井综合治理 一是开展以栲胶、自扩散、水玻璃、温敏凝胶等调剖体系为主的调剖封窜措施。计
22、划在汽窜严重区域单 83 块及单 56 块实施封窜措施 13 井次；二是将同注同采、连注连采措施纳入日常生产运行中，降低汽窜频次，强化油井运行节奏，提高综合时率与开发效果。水平井集中的单 2块，单 10 馆陶，井网加密的单 83 块、单 56 块将作为重点实施区块。 深化储层认识，实施油层改造技术 目前低产低效难动用区域主要集中在单 56 块西北、单 113 块、单 6中、单 83-014 西开发区、单 2 东北调整区等开发单元。一是在单 56-5-3实施予充填改造油层，取得较好开发效果的基础上，下步计划在单 56 块低渗区域深入开展低效治理，优选 4 口井实施予充填防砂油层改造；二是针对单二
23、块东北调整区域低效油井实施分层予充填改造地层防砂分层注汽 2 口井；三是针对单 113 块油稠难动用区，将 HDCS 工艺技术纳入日常运行中。四是在单二西、单 6 中、单 83-014 西选取 6 口井进行油稠治理攻关。 转换开发方式，开展复合蒸汽驱试验 一是开展单 83 块蒸汽驱堵调。2012 年单 83 块开展阶段汽驱受效井综合含水上升 2.3%，液量上升，油量下降，迫切需要进行汽驱分层注汽。下步计划对单 83 块 83-01 和 83-05 两口套变形中心注汽井，实施更新后分层注汽，并对采油井进行调剖，改善汽驱效果。 二是按照 83-014 块转驱方案部署，做好前期资料录取、监测分析工作，并选取 83XN059 井组开展先期的小井组间歇汽驱试验。 三是单 83-050 块开展小井组汽驱试验。单 83-050 井区目前油井生产 3-5 周，累计采油 7.87104t，累计亏空 63.9104t，平均地层压降
