高21塊構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡北端高二三區(qū)東部斷階帶，開發(fā)目的層為蓮花油層，油藏埋深-1500m～-1785m，動用含油面積1.11km2，石油地質儲量492×104t，儲層為近岸水下扇濁積砂體系，為一塊狀砂巖稠油藏。

　　摘要：本文從地質特征認識入手，開展了精細油藏描述。根據地質綜合評價，明確注汽效果差主要影響因素。同時在油藏開發(fā)效果評價，剩余油分布規(guī)律研究基礎上，結合注汽參數優(yōu)化、壓裂改造、酸化解堵降壓注汽等相關采油工藝配套技術研究，針對性提出整體二次開發(fā)方案與技術保障措施。

　　關鍵詞：工業(yè)設計論文范文,低速難采,壓裂,注汽參數,酸化解堵

　　1區(qū)塊概況

　　2開發(fā)效果評價

　　高21塊主要經歷了2個開發(fā)階段：常規(guī)開采階段（1979年2月—1985年4月），蒸汽吞吐開采階段（1985年5月—目前）。

　　2.1常規(guī)開采效果評價

　　高21塊油井產量一般常規(guī)下日產油在5-8t/d。2004年底投產油井高3-7-65未注汽常規(guī)生產，日產油2.9t/d，生產時間3個月。

　　2.2蒸汽吞吐效果評價

　　受儲層埋藏深、物性差、粘土含量高等因素制約，低速難采區(qū)塊吞吐開采普遍存在注汽壓力高、干度低、注汽質量差、注汽注不進問題，整體吞吐效果差。該塊吞吐注汽首輪效果較差，第二、三輪效果較好，之后周期產油及油汽比隨吞吐輪次增加下降。該塊儲層巖石相對水濕幾乎大于70%，表現為強親水或親水。加之高升油田低速難采區(qū)塊泥質含量偏高，所以低輪次周期產水量、回采水率均較低。

　　2.3開發(fā)存在主要問題

　�、儆蛯游镄圆睿�非均質性強，動用困難

　　高21塊油層物性較差，原主力開采層因油層薄、層數多、非均質性強，縱向吸汽不均，各小層動用程度嚴重不均，且動用程度低。

　�、塾途�利用率低，開發(fā)效果差，預計達不到標定采收率

　　2006年二次開發(fā)前，區(qū)塊共有油井22口，開井8口，日產油僅6t，采油速度0.04%，累產油8.63×104t，采出程度1.74%，可采儲量采出程度13.2%，區(qū)塊瀕臨廢棄。

　　3改善開發(fā)效果研究

　　3.1油藏地質特征研究

　　3.1.1構造特征

　　斷層情況：高21塊內共發(fā)育大小斷層6條，按其斷層走向可分為三組：即北東向或北東東向、北北東向及北西向三組斷層，其中，北東向或北東東向斷層為主要斷層，北北東向及北西向斷層為次要斷層，區(qū)內斷層性質均為正斷層。

　　構造形態(tài)：高21塊有兩個構造高點，分別在高21北塊高3-7-9井附近和高21中塊高21井附近，由此地層向北東、東南、南西三個方向傾沒。

　　3.1.2沉積特征

　　沙三下蓮花油層是高升地區(qū)主要含油層系，對該套儲層沉積相模式已有了較深刻的認識。高21塊只是開發(fā)老區(qū)向東延伸地區(qū)，是水下扇濁積砂體近源近岸部分。

　　3.1.3砂體含油性特征

　　高21塊L3-1小砂體組含油飽和度北東向好，南西向逐漸變差；好油層不發(fā)育，普遍低于2米；L3-2小砂體組塊內次一級的近南北斷層附近由于砂體殲滅，不發(fā)育油層，在此斷層上盤南西向含油性好，下盤東北向含油性好；L3-3小砂體組含油性偏差；L4-1小砂體組油層主要發(fā)育在東部及南西方向；L4-2小砂體組油層在塊內次一級的近南北斷層的下盤普遍較發(fā)育，而在下盤，油層普遍不發(fā)育；L4-3小砂體組在砂體發(fā)育部位，含油性相對也較好，油層厚度最大；L5-1小砂體組好油層主要分布在北東向；L5-2小砂體組在砂體發(fā)育部位普遍發(fā)育油層；L5-3小砂體組含油性普遍較好。

　　3.2壓裂工藝與儲層適應性研究

　　高21塊儲層物性較差，是影響開發(fā)效果的內在因素，也是關鍵因素。對油層進行壓裂改造，在改善油層物性的基礎上進行注汽，實現注夠汽、注好汽，是油井復產增產的重要措施。

　　為提高壓裂效果，在壓裂施工之前，結合油層的特點，對壓裂液的用量、注入速度、類型、支撐劑的類型、砂比等幾個方面都做了認真的論證：

　�。�1）在壓裂液用量及注入速度上，采用短時間注入大劑量的方法，對近井地帶油層制造寬、深的大裂縫，來充分改造油層物性、解除近井地帶泥漿污染；

　�。�2）在壓裂液類型上，采用凍膠代替通常用的高溫壓裂液，來達到破膠快、返排快的目的，盡量減少壓裂液對地層的傷害；

　�。�3）在支撐劑的類型上，選用高強度耐壓陶粒代替通常用的石英砂，來達到新造裂縫不變形、高溫熱采不變質的目的；

　�。�4）在砂比方面，采用大砂比，從通常用的20-25%提高到30%，來達到裂縫填砂充分，從而起到較好壓裂效果的目的。

　　3.3酸化技術研究

　　由于鉆井液與固體顆粒侵入，造成儲層污染傷害。同時在蒸汽吞吐開發(fā)過程中，蒙脫石等粘土礦物遇注入蒸汽冷凝水膨脹和分散運移引起水敏傷害，儲層孔隙度和滲透率急劇下降，使油井減產甚至吞吐后不出。另外在修井和日常洗井等維護性作業(yè)過程中，產生的固體顆粒進入地層，造成固體顆粒堵塞；洗井液、注入水等外來流體與地層不配伍，漏失地層造成“液堵”、結垢傷害，使近井地帶儲層滲透率明顯下降，油井減產。

　　針對這些問題，首先采用合適的酸液解除儲層傷害，恢復儲層滲透率；其次采用酸液溶解儲層礦物，提高近井地帶的儲層滲流能力，使地層原油流動性增強，達到增產的目的。

　　3.4注汽參數優(yōu)化研究

　　3.4.1注汽壓力

　　高升油田高21塊吸汽能力差，除了儲層本身物性外，地層壓力高也是一個主要原因，高21塊原始地層壓力平均為17.8MPa，目前地層壓力在12MPa左右。在目前地層條件下，要保證注汽速度和一定的注汽量，在實施粘土防膨措施的同時，為保證有足夠的注汽壓力。確定以高壓注汽為主，采用高壓鍋爐注汽。3.4.2注汽速度

　　注汽速度對開發(fā)效果影響主要表現在：低速注汽時，地面、井筒的熱損失大，熱利用率低，反之則熱利用率高。鑒于高壓注汽鍋爐排量較低的情況，在采用高壓注汽鍋爐的注汽的情況下，要盡可能的提高注汽速度，從而減少井筒熱損失，保證注汽干度。

　　3.4.3注汽干度

　　注汽干度越大、溫度高的蒸汽熱焓高，降粘效果好。為此，在鍋爐出口安裝了汽水分離器，把分離器出口蒸汽干度提高到90%以上；同時完善了地面注汽管線的保溫工作，采用球硅復合防腐保溫材料代替以往的巖棉保溫，其導熱系數小于0.12W/m·℃，使管線熱損失降低了10%以上，既避免了巖棉下沉發(fā)生脫落，又解決了瓦塊式的熱橋散熱問題，從而大大提高井口蒸汽干度。

　　3.4.4注汽強度

　　針對具體的油藏要有一個合適的注汽強度，對于薄層油藏強度可以稍大一些，對于較厚油層強度可稍小一點。根據高升油田主力區(qū)塊高3塊吞吐經驗，確定難采儲量注汽強度第一周期在60m3/m比較合適，注汽量不易過大或過小。

　　4措施挖潛實施情況及效果

　　在充分論證的情況下，難采儲量區(qū)塊利用上述研究成果共實施側鉆注汽、調補層壓裂注汽、酸化注汽、高壓注汽等油井各類措施72井次，有效60井次，措施有效率83.3%。合計累增油2.1041×104t，平均單井年增油351t（表1）。

　　5結論及建議

　　（1）高21塊通過精細油藏及相應配套工藝技術研究，制定針對性的開發(fā)調整措施，增油效果顯著，區(qū)塊采油速度明顯提高，開發(fā)效果明顯改善。不但盤活了資產，對其它同類型油田開發(fā)調整也具有指導意義。

　�。�2）高升油田高二、三區(qū)平均油層物性較好，但仍應分區(qū)塊、分砂體、分層系分別對待，對物性較差的油層壓裂改造后再注汽的方法是可行的。

　�。�3）在針對油藏自身敏感性傷害的基礎上，篩選出與其相適應的壓裂、酸化技術，進行油藏改造，可以解除油井近井地帶污染堵塞，恢復和提高儲層滲透率，降低了注汽壓力，提高了油井產能。

　　參考文獻

　　[1]柴利文等，高21塊難采儲量二次開發(fā)研究與實踐[J].石油地質與工程，2011.

　　[2]孫金浩等，高21、3-6-24塊油藏評價方法研究[J].國外測井技術，2008.

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