摘要：受地質(zhì)特征復雜、儲層物性差等因素影響，G斷塊開發(fā)中存在構造不落實、儲量動用狀況差以及注汽壓力高等問題，影響開發(fā)效果，為此開展提高采收率技術研究，即在重新落實地質(zhì)體及剩余油分布規(guī)律基礎上，優(yōu)化開發(fā)方式，重構生產(chǎn)井網(wǎng)，部署實施新井30口，階段累產(chǎn)油7.2萬噸，預計全生命周期累產(chǎn)油18.5萬噸，提高采收率2.6%，實現(xiàn)儲量有效動用。

主題詞：稠油油藏 蒸汽吞吐 提高采收率 技術研究

1.概況

G斷塊為中低滲稠油油藏，構造形態(tài)為3條主斷層夾持形成單斜構造，主力開發(fā)目的為沙河街組沙三段油層，上報含油面積1.90平方公里，石油地質(zhì)儲量713.4萬噸，可采儲量107.1萬噸，采用蒸汽吞吐開發(fā)，油井50口，日產(chǎn)油125噸，采油速度0.64%，累積油汽比0.35。

2.開發(fā)中存在問題

受地質(zhì)特征復雜、儲層物性差影響，G斷塊開發(fā)中主要存在三方面問題：

一是構造不落實，剩余油分布規(guī)律認識不清。主要表現(xiàn)在三方面，一是分居斷層兩側(cè)油井蒸汽吞吐發(fā)生汽竄;二是油水關系與構造特征相矛盾，即同一套儲層存在高部位產(chǎn)水、低部位產(chǎn)油現(xiàn)象;三是部分新井主力開發(fā)目的層發(fā)生缺失。

二是單井控制儲量大，邊部儲量動用狀況差。90%油井分布在主體部位，生產(chǎn)井距100～200m之間，平均單井控制儲量12.5萬噸，若按標定采收率15%計算，單井理論累產(chǎn)油1.88萬噸，而實際單井累產(chǎn)油僅0.5萬噸，遠低于理論水平。

三是注汽壓力高，吞吐效果差。受儲層物性差、粘土含量高等因素影響，隨著吞吐輪次增加，注入壓力上升，蒸汽干度下降。2019年共實施吞吐125輪次，注汽壓力20MPa以上85輪次，平均蒸汽干度55%，年吞吐油汽比僅0.25。

3.技術對策研究

3.1重新落實地質(zhì)體

精細地層對比與小層劃分

以S1底～S3頂間穩(wěn)定發(fā)育的大段泥巖層為標志層，依照沉積旋回性及隔夾層分布特征，按照“點-線-面”原則，逐步開展精細地層對比及小層化分，將主力開發(fā)目的層S32劃分為6個小層，落實各單井分層數(shù)據(jù)、斷點位置及深度，為井震結合落實構造特征奠定基礎。

（2）精細刻畫構造形態(tài)

對于G斷塊三維地震資料品質(zhì)低問題，優(yōu)選儲層發(fā)育完整井進行人工合成地震記錄，指導層位標定，再選取反射特征明顯、連續(xù)性好的主力層段作為標志層，指導三維地震中層位拾取、對比及跟蹤，落實斷層位置，結合地層對比結果，最終確定斷層發(fā)育特征，精細刻畫構造形態(tài)。同時對于局部構造復雜區(qū)域，根據(jù)零偏移距VSP和非零偏移距VSP，獲取地層速度和時深轉(zhuǎn)換曲線，進行層位標定，落實斷點位置和斷層產(chǎn)狀特征。

（3）落實砂體展步特征

地震振幅屬性強弱能反應砂體厚度大小，砂體厚度大，振幅屬性強，反之則弱，追蹤主力砂體振幅屬性變化特征，刻畫砂體尖滅線位置，落實砂體展步特征。

通過上述分析，重新認識G斷塊地質(zhì)體特征，主要體現(xiàn)在三方面，一是與原構造相比，3條主斷層位置略有偏移，次級斷層減少3條;二是S1段與S3段間由原認識的平行不整合接觸轉(zhuǎn)變?yōu)榻嵌炔徽辖佑|;三是油藏類型由原認識的構造油藏變成為巖性-構造雙重控制油藏。

3.2精細刻畫剩余油分布規(guī)律

在地質(zhì)體落實基礎上，根據(jù)油井生產(chǎn)情況及動態(tài)監(jiān)測資料分析等，落實剩余油分布狀況，主要有2種類型，一是斷層和剝蝕面遮擋的構造高部位，二是井間未動用和邊部動用程度低區(qū)域。利用動態(tài)分析法、數(shù)值模擬法，計算剩余可采儲量為62噸（表1）。

3.3優(yōu)化開發(fā)方式

針對常規(guī)注汽吞吐注入壓力高、干度底問題，優(yōu)選超臨界注汽技術，與常規(guī)蒸汽相比，超臨界蒸汽具有三方面優(yōu)勢，一是高壓和高密度，可保證順利注入;二是粘度低，易擴散，可擴大波及半徑;三是高干度，可提高稠油降粘效果。同時針對S32儲層滲透率低問題，采用壓裂+注汽+氮氣助排方式，進一步改善蒸汽吞吐效果。

3.4重構開發(fā)井網(wǎng)

在地質(zhì)體重新認識基礎上，以經(jīng)濟效益最大化為中心，重構開發(fā)井網(wǎng)，實現(xiàn)剩余可采儲量有效動用，即按照105×120m近正方形井網(wǎng)部署新井，單井油層厚度25m以上，單控儲量大于6萬噸，規(guī)劃部署新井40口。

4.實施效果

截至2021年6月，已完鉆投產(chǎn)新井30口，平均單井鉆遇油層30.5m/12層，全部常規(guī)壓裂投產(chǎn)，平均單井初期日產(chǎn)油10.5噸，目前已對12口井實施超臨界注汽，平均注汽壓力22.5MPa，干度90%以上，其中8口井完成第一輪次蒸汽吞吐，平均單井注汽量2250方，周期產(chǎn)油量1235噸，油汽比0.55，效果顯著。30口新井階段累產(chǎn)油7.2萬噸，預計全生命周期累產(chǎn)油18.5萬噸，提高采收率2.6%。

5.結論

（1）G斷塊存在構造不落實、儲量動用狀況差以及注汽壓力高等問題，影響開發(fā)效果;

（2）開展提高采收率技術對策研究，即在重新落實地質(zhì)體及剩余油分布規(guī)律基礎上，優(yōu)化開發(fā)方式，重構生產(chǎn)井網(wǎng)，規(guī)劃部署新井40口，已實施30口，生產(chǎn)效果較好;

（3）本文在提高中低滲稠油油藏采收率方面取得認識，可為同類型油藏提供借鑒經(jīng)驗。

參考文獻：

[1]許鑫，劉永建等.稠油油藏蒸汽驅(qū)提高熱利用率研究[J].特種油氣藏.2019（02）.

[2]王強.杜84斷塊超稠油開發(fā)中后期穩(wěn)產(chǎn)對策研究[J].特種油氣藏.2002（06）.

作者簡介：

郝博洋，男，1988年7月出生于遼寧盤錦，漢族，工程師，2011年畢業(yè)于東北石油大學，現(xiàn)于遼河油田公司勘探開發(fā)研究院從事油氣田開發(fā)地質(zhì)工作。