稠油热采开发后期技术对策研究

摘要： 古城油田泌浅10区属于浅薄层特稠油油藏，经过二十多年的蒸汽吞吐，已进入开发后期，高周期吞吐后，受区域采出程度、汽窜、注采参数等影响，周期递减加大，生产效果变差，通过优化注汽注采参数分析，实施氮气辅助面积注汽、氮气辅助间歇点汽驱等措施，有效地改善了稠油热采吞吐后期开发效果。
　　Abstract： Gucheng oilfield Biqian 10 district belongs to the shallow layer of super heavy oil reservoir， after steam huff and puff of more than 20 years， developed into the late period， high throughput， by the regional recovery， steam channeling， injection production parameters and so on， decreasing production cycle increased， the effect of variation， by optimizing the steam injection production parameters analysis， implementation nitrogen assisted area of steam injection， nitrogen assisted steam flooding， intermittent point measures， effectively improve the development effect of the thermal recovery of heavy oil.
　　关键词： 稠油热采；面积注汽；点汽驱；提高采收率
　　Key words： heavy oil thermal recovery；area of steam injection；point of steam flooding；improvement of recovery efficiency
　
　　1 基本情况
　　古城油田泌浅10区位于泌阳凹陷北部斜坡带西北部，断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造，主要含油层位H3Ⅲ-H3Ⅶ油组，叠加含油面积1.4km2，地质储量529×104t，主力油层为Ⅳ7、Ⅳ9、Ⅵ3层。储层以细砂岩为主，平均孔隙度25.46-36.2%，渗透率0.379-6.0272um2，属中孔中渗储层。油藏埋深156.0-503.8m，油层有效厚度1.0-45.2m，单层有效厚度小于10.0m。原油密度0.9407-0.964g/cm3，油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s，按国内稠油分类标准，属于特稠油油藏。泌浅10区1987年投入开发，先后实施了局部一次井网开发、二次井网加密调整，经过二十多年的蒸汽吞吐开采，高周期吞吐后期，周期递减加大，多轮次吞吐后汽窜不断加剧，生产效果明显变差，措施调整难度大。截止2012年12月，全区累计注汽354.07×104t，累计产液378.9×104t，产油84.453×104t，综合含水77.8%，累计油汽比0.24，地质储量采出程度15.9%。日产液637吨，日产油112吨，综合含水82.4%。
　　2 影响开发效果的主要因素分析
　　2.1 储层非均质性导致平剖面动用不均衡 层间动静不均衡主要体现在高孔高渗层因油层物性好，蒸汽吞吐动用程度高，低孔低渗层因物性差动用程度较低，造成部分储量无法动用或动用程度低。厚油层层内受韵律和蒸汽超覆特性影响，上下部和上部动用程度高，中间动用程度低。历年油井水淹状况监测资料显示，强水淹分布在渗透性较高的区域，弱水淹主要分布在渗透较差的区域，厚层上部动用程度高，下部动用程度低（见图1）。
　　2.2 高周期吞吐后汽窜严重，严重影响吞吐开发效果
　　通过二十多年的开发，BQ10区油井平均吞吐已达到11.5个吞吐周期，局部区域高达20周期以上，汽窜井次逐渐增多，从单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、面积窜发展，造成注入蒸汽有效波及体积小。汽窜后周围窜通生产井的产液量、温度、含水率上升，但产油量下降，油井生产效果差，甚至无效现象。汽窜不仅影响了注汽井的蒸汽吞吐效果，而且影响了窜通井的生产，热利用率降低。