爱华网1.地质简况 锦25块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田上台阶第一断阶带的西南端，地层由南西向北东方向倾没的断鼻构造，地层倾角2～5，含油面积2.15km2，地质储量798.83×104t，原始地层压力8.75MPa。 2.开发现状 截止2011年12月共有油井128口，开井65口，日产油101t,日产水790m3，综合含水89.52%，累计产油196×104t,累计产水689×104t，累计注汽451×104t，累计油汽比0.43，累积回采水率152.78%，采出程度30.54%，采油速度0.57%。 3.主要做法 A.深入研究水淹规律，实现东部重水淹区复产 东块共有油井42口，受边底水侵入的影响，1990年投产后就出现高含水停产现象，至2002年底共停产36口井，其中高含水停产井31口，占停产井数的86%，油井停产前含水均达到95%以上；6口生产井的含水也在90%以上。 东部的治理方向为：确定出水层位、重水淹区找油。避开断层及东北部，选取停产时间长、处于构造高部位及井网不完善区域进行治理。 环空找水，构造高部位侧钻复产。油井停产一段时间后，平面上剩余油会聚集在构造高部位，但是在纵向上受蒸汽超覆作用的影响，上部发育好的厚油层首先吸气，采出程度高，造成边水侵入；而低部位油层吸汽差，采出程度较低，因此剩余油聚集在平面上高部位油井的低部位油层。 选取东块构造高部位的锦25-5-11井侧钻试采于Ⅱ油层顶部（于Ⅱ油层底部发育为水），日产油水平达到6.5t，周期产油3753t，含水69%，确定于Ⅱ顶部为潜力层。 落实井网不完善井区产能，堵水复产高含水油井。北部的锦25-22-20井单井控制面积5.28km2，累计产油4.3×104t，为落实该部位产能，2005年5月打探井26-新18,地层压力为6.41 Mpa，开采于Ⅰ+Ⅱ油层组，10月份含水达到98%。通过锦25-26-新18与锦25-16-14的过井剖面图分析，锦25-18-16与锦25-16-14两井间存在边底水，并且水体较大，边底水从锦25-16-14经由锦25-18-16窜至锦25-26-新18井的于Ⅱ油层。 B.挖掘中西部潜力，实现低压区增油 中西部共有油井56口，是锦25块的主要产油区，尤其是东部水淹之后承担着区块的全部生产任务。存在的主要问题是采出程度高（27.11%）、地层压力下降幅度大（由初期的8.75Mpa，下降到2.95Mpa）、油井供液能力差（平均沉没度116m，平均动液面695m）。同时低压又造成洗井、作业等入井流体返排困难，油层污染严重，增大油流阻力，另一方面地下原油低压下脱气、油稠、乳化现象严重，造成油井注汽后即出现供液差的现象。 a 充分利用动态资料，提高纵向上动用程度 沉积相分析，选射夹层水。中西部自投产以后通过多次堵、补措施大部分油层均已动用，但是于Ⅰ-2砂岩组处于河道边缘，油水分布除受构造控制外还受沉积相带控制，储层物性差，原油运移来的部分原生水不能剔除，造成局部单砂体含水，形成夹层水，因此一直避射。 分层注汽，调整吸汽剖面。在隔层条件允许的情况下，首先选注补孔层位；根据吸汽剖面结合邻井监测资料或侧钻井测井资料，封堵或少注强吸汽层，加强低产层注汽，纵向上提高低产层的吸汽量。共实施分注、投球选注93口，累计增油1.65×104t。 深调浅堵，治理管外窜槽。锦25-16-26侧1990年侧钻后高含水停产，2006年实施采用深调浅堵技术，日产油达到8.5t以上，含水下降到70%。 c. 应用综合技术，提高平面储量动用程度 中西部整体地层压力下降幅度较大，但平面上存在差异：中部地区地层压力低，断层边部地层压力较高，因此针对不同的地层压力采取相应的治理措施。 断层边部高压区侧钻复产。中西部的停产井主要集中在锦45-28-14断层附近，因为受断层的遮挡，比较有利于油气的聚集，并且大部分油井停产时间在5年以上，因此选取了边部的锦25-15-27井区及受两个断层夹持的锦25-8-18井区进行侧钻复产。 低压区间歇注汽。周期产油低、油汽比低、生产周期长是低压区油井的主要生产特征，无法实现经济效益的最大化，因此对于油井周期产油低于200t，油汽比低于0.15的油井，进行间歇注汽，并通过动液面监测确定注汽时间。
C. 降粘与增压结合，复产西北部油井 随着蒸汽冷凝水以产液形式采出后，油层温度低于粘温曲线的拐点温度时，粘度大幅度回升，产量急剧下降，西北部油井周期产油低、生产时间短，泵漏、卡井频繁，因此西北部油井的治理方向为增压降粘。 注二氧化碳。 西北部油井粘度高，溶解气低（小于5m3/t），随着开采时间的增加，地层压力下降，弹性驱动能量下降较快。CO2进入地层后溶解于原油，与地层原油形成混相，使原油体积膨胀，起到了溶解气驱的作用； 表面活性剂能降低油水与地层岩石之间的界面张力，使油层岩石由亲油变成亲水，有效地剥离原油，提高洗油效果。 高压炉注汽。西北部原油粘度高，低周期注汽的油井油层温度低，原油充满砂岩孔隙，井底附近油层加热范围小，注汽困难。根据统计西北部累计注汽136井次，井压高于16Mpa55井次，占40.4%，因此采用高压炉注汽，提高锅炉压力，降低注汽速度，保证注汽质量。 采用抽稠泵下泵。柱塞在井下的平均运动速度接近1ｍ/ｓ，但泵沉没度小于200ｍ时，稠油流体的跟进速度远小于1ｍ/ｓ，造成泵充满系数低，供液困难。抽稠泵可以实现两个固定凡尔交替进油，泵效可以提高15％。 共实施小炉子注汽18井次，抽稠泵8口井，其中复产油井5口，累计增油2.0×104t。 D. 应用多种技术，实现西南部复产 侧钻复产。西南部油井主要开采于Ⅰ油层，受边底水影响较小，但是16口停产井中套变位置高于300m的油井5口，套管错断井2口，缩小了复产选井空间，井况相对较好的油井侧钻复产为主。 机械防砂复产。因机械防砂施工简单，耐高温，且使用寿命较长，因此对于出砂不严重，没有发生过砂埋、砂卡、井况允许的油井实施机械防砂，共实施复产4口井，累计产油1.61×104t。 压裂防砂。对于冲捞砂次数多、砂卡频繁的油井采用压裂防砂，向油层亏空部位挤入石英形成人工砂桥，阻止地层深部的细砂向井筒方向运移，防止油井出砂，共实施压裂防砂2口井，累增油0.21×104t。 E. 应用组合降粘技术，投产32-26断块 组合降粘就是在注汽前向地层挤降粘剂，破坏原油分子氢键，使原油初步流动；为避免投产初期地下温场还没有形成时，蒸汽无法扩散到较远的油层，在井底周围聚集，因此采用高压炉注汽，提高锅炉压力，提高蒸汽干度；下泵时使用空心杆电加热下泵生产，实现泵下、泵内、泵上的全程加热降粘。两口井复产后周期产油达到503吨。 4. 结论 根据特稠油藏开发特征分采取分区域治理方式，完全可以实现油藏开发综合不递减。以单井为基础，以点带面，实现区域治理。采取有针对性的组合式治理措施，是提高油藏采收率的有效手段。 参考文献 [1] 廖家彬等.锦45块蒸汽吞吐高产稳产的做法[A] [2]张恩臣主编.锦州采油厂油田开发论文集[C].北京：石油工业出版社，2003 [3] 杨乃群，彭松良等．CO2吞吐采油技术在深层稠油油藏的成功应用[A] [4]刘俊荣主编.辽河油田开发技术谯会文集[C].北京：石油工业出版社，2002 [5] 彭裕生等．微生物提高石油采收率的矿场研究[M]．北京：石油工业出版社，1997
