基于综合递减分因素控制下的稠油开发对策研究

何畅

[摘 要]对于蒸汽吞吐开发的稠油油藏，综合递减率的高低是衡量一个油田开发管理水平的主要指标，在低油价下，有必要对稠油油藏综合递减的影响因素进行深入研究，在分析油藏特征的前提下，找到开发过程中的主要矛盾，分析稠油综合递减的影响因素，从油藏管理、工程管理、现场管理三大环节入手，对26项管理内容65个控制点进行了分析，找出最主要因素，从油藏、工艺、工况、生产管理四个主要方面开展工作，提出对策控制递减，开展对策风险评价，周期完成后进行措施后评价分析，进行再优化。以指标为考核约束，保证各项对策有效运行，实现单元稳产，指导稠油区块的效益开发。

[关键词]综合递减率 电加热 最小载荷

中图分类号：S593 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）02-0039-01

郑411块、郑32块和坨826块是王庄油田3个主力区块，属于典型的特超稠油油藏，油藏特点有“稠”、“水”、“窜”、“坏”，采用蒸汽吞吐方式开采。开发中面临边水入侵、汽窜、套坏出砂、注汽效果差等问题。面对开发诸多困难，需要分析影响油井稳产主要因素，采取控制各项影响因素的措施，控制综合递减，实现单元稳产。

1.综合递减分因素控制的内涵及框架

1.1 综合递减分因素控制的内涵

综合递减率是指没有新井投产情况下的产量递减率，它反映了措施增油的多少和挖潜效果的好坏。低油价下，在分析油藏特征的前提下，找到开发过程中的主要矛盾，分析稠油综合递减的影响因素[1]，在总结稠油递减规律的基础上，以效益为导向，根据不同区块特点，提前措施风险评价，周期完成后进行评价分析，最终控制综合递减。

1.2 控制综合递减分因素的框架建立

通过递减分因素管理系统平台，明确影响递减的因素分类边界、统一界定分因素的统计方法，信息化实现数据的分类批量处理，实现因素细分、分因素控制，使综合递减控制工作有序高效运行。

2.综合递减分因素控制下的稠油效益开发对策

2.1 分析油藏地质特征

主要研究王庄油田3个主力区块：郑411块、郑32块和坨826块。三个区块含油面积8.07km2，地质储量6412×104t，动用地质储量1199×104t。砂体埋深1300～1500米，地面脱气原油粘度（50℃）：20-80×104mPa·s。三个区块目前共有油井132口，开井75口。

2.2 开发过程中的主要矛盾

根据各区块不同地质特征，分析其主要矛盾，统计所研究主力区块的开发矛盾主要有三类。

（1）边水入侵。郑411西南边部2009～2010年由于边水侵入及汽窜井增多，含水上升加快。

（2）汽窜程度加剧。汽窜现象由初期的一对一向多对一、一对多转变，汽窜影响产量逐年加大。

（3）井下技术状况变差。带病生产井躺井风险大，油井管理难度日益增大。

2.3 综合递减影响因素分类

2.3.1 分析区块综合递减变化

首先对主力区块近几年的综合递减变化情况进行统计分析，针对2013-2015年综合递减率较大幅度的情况，对其影响因素进行分类研究，并提出控制对策。

2.3.2 油藏静态影响递减因素

油藏静态影响递减因素主要与油层有效厚度、原油粘度、井网条件、断层和边水有关。一般一个特定的油藏周期间正常递减率是一个定数，也是不可控的，因此我们的研究重点在非正常递减因素。

2.3.3 开发行为影响递减因素

开发行为影响递减是指除油藏周期递减以外引起的递减[2]。统计三个主力区块在生产过程中产量影响因素为地质开发调整措施、工程井筒因素、作业因素、生产运行四个方面。

2.3.4 综合研究周期递减规律

按照油层发育情况、原油物性差异，生产动态情况以及边水影响程度差异，统计分析稠油油藏周期递减规律。以郑411区块为例，按油井生产状况，结合储层物性，将郑411划分为3个井区：Ⅰ类井区初期生产效果较好，油汽比在1.0以上；Ⅱ类井区油汽比0.6-0.8；Ⅲ类井区油汽比0.6-1.3。

2.3.5 统计分析影响产量因素

以郑411区块作为主要代表区块，统计了郑411区块2015年1月--2016年12月综合递减影响因素占产量构成，郑411区块综合递减分因素累计影响381井次，影响产量7493.3吨。

2.4 综合递减分因素控制下的稠油效益开发

2.4.1 油藏管理

深化油藏分析研究，分析边底水推進规律，提高稠油油藏剩余油分布规律的再认识[3]。采取有效手段治理高含水、汽窜，利用监测手段分析油藏动用状况，从油藏角度开展降低综合递减工作[4]。

1.高含水治理

对郑411区块实施边部整体调堵治理边底水。自2013年2月底对郑411西南边部三口油井实施封堵，分别实施三个轮次段塞式堵水。二线井生产过程中发生明显变化的井有两口。第二轮堵水效果明显好于第一轮，对应油井含水都有所下降。

2.汽窜治理

考虑静态、动态因素，从单井注汽转变为联动井组注汽，防止汽窜，2016年以来共优化组合注汽井组22个，单井周期注汽量下降，使部分处于边际效益区井的油汽比提高至效益区。

3.动态监测

为充分了解水平井储量动用差异性，加强了注汽监测工作，充分利用测试资料对注汽管柱进行调整。2016年剖面测试测试26井次，四参数、吸汽剖面测试11井次，光纤测试1井次，温压剖面测试14井次。调整注汽管柱22井次。

2.4.2 工艺治理

1.加强对套损出砂井的治理

在物性充分队识的基础上，确定配套的防砂工艺措施，提高重防效果。套坏井根据不同类型分别采用：下小套管加固、精密滤砂管、下小套管+割缝管、挤固砂剂等重防措施。

2.氮气增能扩大蒸汽波及体积

充分利用氮气特性，抑制蒸汽超覆调整吸汽剖面，补充地层能量，气体弹性驱动有利于液体反排，改善注汽效果的性能，降低油井周期综合含水。

3.细化节点全程管控提高注汽质量

从制汽、输汽、注汽三个环节，细化注汽节点，全程管控，全程保干，实现高效注汽。保证井底相同热焓值条件下，通过提高蒸汽干度可有效减少注汽量，高干注汽+新隔热管+全程保干，井底干度提高38%，单井周期注汽量节约13.4%。

2.4.3 工况管理

针对稠油井蒸汽吞吐影响因素多，工况变化快的实际情况，我们加强监控、及时调整，编制抽油机工况控制图，逐步完善形成了《稠油井典型示功图图版》，确保管理对策适时、适井，问题井示功图分析准率从85.3%提高了93.6%。

2.4.4生产管理

生产管理细化采油过程，采用稠油“四期管理体系”，结合“1+X”一井多策油井管理，从油藏出发，针对每口井的井筒地面情况分多个管理因素制定个性化对策，突出个性化管理。

3.取得的效果

通过实施特超稠油区块综合递减分因素管理控制，对特超稠油区块开发的油藏、井筒、地面三方面进行差异化剖析，找出影响递减主要因素及规律，制定相应对策，实现超稠油油藏高效开发，具有广泛推广价值。

3.1 社会效益

管理区2016年全面完成各项奋斗目标。产量超产8700吨，减亏超额完成任务1546万元，吨油操作成本下降120元，实现了综合递减率、含水上升率和油井综合利用率、工况合理率“两降两升”的良好局面。

3.2 经济效益

2016年加强对汽窜井的治理，，實施氮气增能35井次，采用注采一体化工艺56井次，加强工况优化油井参数320井次，应用典型示功图图版，优化热洗，提高群扶成功率，优化测压冲砂工序5井次，总计Ep增加效益为318.5万元。

结论

控制综合递减措施是建立在对油藏基础地质研究和油藏动态分析的基础上的。通过实施特超稠油区块综合递减分因素管理控制，对特超稠油区块开发的油藏、井筒、地面三方面进行差异化剖析，找出影响递减主要因素及规律，通过针对油藏治理高含水、汽窜，加强动态监测，采取套损井治理、氮气增能、注采一体化等工艺手段，以及工况合理化跟踪等多方面综合治理，综合递减分因素控制效果显著，综合递减率由29.9%下降为7.4%，实现超稠油油藏高效开发。

参考文献

[1] 姜建平，王亚慧，谢双喜.油田产量自然递减分析及控制对策[J]；长江大学学报（自然科学版）理工卷；2010年03期.

[2] 张宗达，邓维佳，胡海燕.油田现行的产量递减率计算方法及分析[J]；西南石油学院学报；1998年02期.