【摘要】单家寺稠油油藏经过二十多年蒸汽吞吐开发，目前面临着周期产量下降快、油气比降低，地层压降大、汽窜严重，纵向油井吸气差异大、动用不均衡等矛盾。滨南采油三矿实施了“分井区、分井段实施均衡注汽”，改善单稠油油藏开发效果。
　　
【关键词】稠油开发 井区 井段 注汽 探索 单家寺稠油油田
　　
1 地質开发概况及背景
　　
单家寺稠油油田于1984年投入开发，是胜利油田投入热采开发最早的稠油油藏。单稠油分为6个开发单元，探明含油面积20.46Km2，地质储量8763.73×104t。油藏埋深1050-1300m，自上而下钻遇的稠油层系有馆陶组、东营组、沙一段和沙三段。原油相对密度0.97-1.002g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度3535-1332000mPa·s。先后经历了5个开发阶段，即蒸汽吞吐试验阶段；东区建设投产阶段；厚层块状稠油油藏井网调整、蒸汽驱试验和薄层层状油藏投入开发阶段；综合治理阶段和稠油油藏后期稳产阶段，总体处于高轮次、高含水开发阶段。目前面临着周期产量下降快、油气比降低，地层压降大、汽窜严重，纵向油井吸气差异大、动用不均衡等矛盾。单稠油油藏采收率22.1%，采出程度17.4%，根据单家寺稠油油藏开采特点及目前油井汽窜特征，具有在平面及纵向上提高蒸汽波及范围，改善稠油开发效果的潜力。
　　
2 “分井区、分井段均衡注汽”方案及实施情况
　　
2.1 根据单稠油油藏各个区块开发特点，划分不同的开发井区
　　
目前单家寺稠油油藏管理着单二块、单10块、单83块、单6西、单56块和单113块，各个区块之间由于其开发时间、油藏特点不同，呈现不同的开发形势。即使同一个区块由于其开采层系、构造位置、生产周期不同，每口井也呈现不同的开发形势。因此本次划分以每口井的生产特点为单位，将区域相近，开发层系相同，流体性质、汽窜、水淹等开发特征相近的不同油井划分为一个开发井区。
　　
（1）汽窜井区主要以油井之间相互汽窜严重，地层压降大、生产特点相近的油井划分为不同的井区。
　　
（2）高含水井区主要以高含水不同原因结合储层特点、构造位置、水淹状况等划分为不同井区。
　　
（3）低效井区则以周期产油量低于500吨，根据区块各自不同的储层及流体特征划分为不同井区。
　　
（4）高效开发井区：主要以周期产油量大于500吨，根据区块各自不同的储层及流体特征划分为不同的井区。
　　
2.2 根据不同井区的开发特点，针对性实施治理措施。
　　
根据不同井区不同特点结合目前的开发工艺，针对性开展治理措施。
　　
（1）汽窜井区：主要以井区为单位根据油井生产状况，有目的采取同注同采、有序吞吐、小范围蒸汽驱等，有选择性的提高单井注汽量，达到遏制汽窜，提高热利用率目的。而周围有汽窜显示油井调小生产参数或是焖井措施。
　　
（2）高含水井区：主要以降低单井注汽量为主，提高注汽速度，达到提高吞吐井生产时率及油汽比的目的。
　　
（3）低效开发井区： 主要以降低注汽量、提高注汽质量为主，配套注采一体管柱、油层降粘等工艺措施，达到提高油井生产效果目的。
　　
（4）高效开发井区：在保证注汽质量同时，主要根据油井历周生产状况，构造位置、射孔情况及油井储层情况结合周围井生产状态合理调整注汽量，达到提高油井油汽比目的。同时强化油井日跟踪、旬分析制度。根据稠油蒸汽吞吐前中后三期温度、液量、负荷变化大，及时跟踪调整生产参数和电器匹配，合理控制套管气，及时采取控气、热洗等措施，确保油井平稳运行。
　　
2.3 配套工艺调堵措施，实现分井段均衡注汽
　　
油藏非均质性导致高渗层反复吸汽，低渗层吸汽能力差，加热程度受限。经过多轮次吞吐，非均质现象的存在导致了纵向吸汽差异和动用差异的不断加大。借助分层注汽，投球封堵，卡封高渗层，凝胶封窜等工艺措施，开展分井段均衡注汽活动，主要以地质研究为基础，多项工艺配套为手段，合理油井工作参数为保障，实现每口井分井段均衡注汽，提高油井生产效果。
　　
对全矿油井进行摸排，根据油井储层物性特征，结合油井井史、井况、汽窜等情况，优选层间渗透率差异大，采出程度低、井况符合工艺要求油井建立调堵油井备用数据库。分别建立了单二、单10块，单83块、单6西及单113块、单56块调堵数据库，共计将84口油井列入数据库内。根据油井生产状况及生产运行情况，从调堵油井备用数据库中选井，根据油井状况，优选封堵工艺措施，实现分井段均衡注汽。同时在注汽过程中加密压力、干度及周围井参数，随时调整注汽量，生产过程中按照油井三期管理办法，优化油井工作参数。2.4 实施效果
　　
通过一年实施，取得了明显措施效果。
　　
（1）汽窜井区，先后实施56-13N3与56-15-3，56-15-13与56-15-11等20井对同注同采井，实施以56-14-12井为中心注汽井周围井汽窜受效的小范围蒸汽驱，在单83-050井区实施有序吞吐，两个月内转周开井10口，实现在局部区域形成高温高压区，避免或减少井间因存在压力差而产生汽窜造成热量损失在井间不流动区。同时对汽窜井实施调参40井次，焖井17井次。
　　
（2）在高含水井区，共实施注汽量优化5口井（10-55，10-32，6P24，6-4-28，2-47X9），平均注汽量由3900吨左右降至3000吨左右。
　　
（3）低效开发井区，实施下调注汽量6口井（6-10N12、6P3、6P1、56-17XN11、56-12-12、10X96），平均注汽量由4000吨左右降至2900吨左右，配套实施注采一体泵4口（2-41-11、2-41-7、83-086、2-39N11），各项油稠治理6口（83-090、113P3、60P13、60P9、83P06、56-4-14），全年累计增油1236吨。
　　
（4）高效开发井区，目前我矿共完成转周185井次，其中同上周对比注汽量调整超过300吨的井共61口。通过实施分井区、分井段均衡注汽，单稠油油藏油汽比得到明显提高，由2011年12月份0.31提高至0.36。
　　
3 结论及建议
　　
（1）通过“分井区、分井段均衡注汽”，配套建立完善调堵数据库，调堵油井管理规定等精细化管理，有利于指导油田开发。
　　
（2）单稠油实施“分井区、分井段均衡注汽”，油汽比得到明显提高，改善油田开发效果。同时也为同类型油藏的开发提供借鉴经验，创造出了明显的短期和长期经济效益。