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【摘要】本文首先分析了东区南热采区由于泥质含量高、注汽压力高、多轮次吞吐后井间形成了热连通等因素的影响，导致了该井区增油效果变差，在此基础上对油藏进行再认识并实施了综合治理措施，提高了该井区的开发水平。
【关键词】稠油油藏 泥质含量 注汽压力 热连通 开发效果
1 东区南热采区地质概况
东区南热采区位于南部Ⅱ号断层附近，包括16-1井区和24-3井区，含油面积3.36km2，地质储量304.3*104t，主力油层Ng33层，东部边水，油藏类型为受构造、岩性双重因素控制的构造-岩性稠油油藏。东区南井区位于沾化凹陷内“凹中之隆”的孤岛披覆构造东端，其整体构造面貌为一个由西南向东北倾斜的单斜构造，地层北东倾，倾角为1.5-2.5度，油藏埋深1250～1300m左右。
储层物性好，具有高孔、高渗的特点，平均孔隙度30-33%，空气渗透率1460-1782×10-3μm2。岩石成分以石英、长石为主，结构和成分成熟度偏低，磨园中等到差，分选较差，以泥质胶结为主，胶结疏松。根据D6J24井Ng3层段取芯资料，岩石粒径较小，一般在0.13-0.25mm，最大粒径0.58mm，粘土含量较高，达12%，注汽后小粒径微粒容易发生微移，加上粘土膨胀注汽压力偏高，一般在14.0MPa以上。
2 开发简历及开发现状
1999年开始进行常规开发，采用反九点法井网；2000年东16-1井区开始进行热采开发；东24-3井区2004年投产时即建成200×282m反九點法井网，2006年进行井网一次加密，形成了局部141×200m五点法井网。
东区南热采区有油井50口，开井42口，单元日液水平1260t，单元日油水平238.6t，平均单井日液水平30.1t，平均单井日油水平5.6t，综合含水81.1%，动液面683m，累积产油90.6×104t，累积产水241.9×104t，采出程度29.8%。
3 东区南热采区主要存在问题
3.1 东区南井区泥质含量高，导致注汽压力高、转周效果差
东Ng3砂层组以河道亚相为主，沉积成现在两边厚中间薄的“W”型结构，在东16-1井区和东24-3井区过渡带上存在着一条带状泥质在12%以上、渗透性较差的区域，油井转周后由于泥质在井底附近形成堵塞物，注汽压力高降低了单井产能。统计单井周期注汽情况，平均单井注汽量由1828t上升到2538t，油汽比由1.3下降到0.5，增油效果不理想。
3.2 东16-1井区地层能量低、液量低
东16-1井区无外来能量补充，开发的难点是液量低，日液低于10t的井有6口，占开井数的27.3%，平均日液5.78t，泵效11.5%；日液大于20t的井也只有3口，仅占开井数的13.6%，平均日液23.7t。造成产液量低主要是泥质含量较高的影响。东区南的D14X1井区、东19排、20排井以及D24-2井区泥质含量在14%以上，渗透性较差单井产能低。
3.3 多轮次吞吐后井间形成热连通
随吞吐轮次增加，地层能量下降也比较快，地层亏空也变得越来越大，受加热半径为30-40m的限制影响，加大单井注入量来扩大加热半径，达到补充地层能量和增油目的，但由于层间存在渗透率差异，导致各层的吸汽能力不同，使注采井间形成汽窜通道，降低了增油效果。如：D23-3井氮气调剖时，邻井D24X5、D22-2井口温度明显下降，井口取样出气不出油，同井组的D24X5井转周时，邻井GDD22-2井出气严重无法正常生产关井。由于大孔道的形成蒸汽大量地损失，D24X5井在转周开井后日油仅4.0t，与前一周期日油15.2 t差11.2t。
4 深化再认识，综合治理，提高东区南热采区的开发效果
4.1 酸化解堵结合适度防砂工艺，有效解决低液井
一是运用酸化解堵来解决由于泥质含量高造成的低液问题。对于液量和动液面下降快的井采取硝酸、缓速酸解堵剂或JNC-006复合解堵剂进行近井地带堵塞物的清洗，提高油井产液量。如D14X1井泥质含量14.96%，在注入GD-01深部处理剂后单井日产油量14t，比措施前增加了7.3t，有效天数达34天。
二是适度防砂，减少过度防砂造成的低液井。从防砂方式上将绕丝换成宽割缝，放大生产压差，提高单井产能。D17-01井在转周进干后平均日液仅6t，通过分析后将绕丝换成宽割缝开井后平均日液35t，日产油最高达19.4t，增油效果明显。
4.2 东16-1井区泥质含量高，实施注汽前地层预处理，降低注汽压力。
东区南井区平均泥质含量在12%以上、渗透性较差，注汽压力高、产液量低、周期效果差。为了提高该区域的开发效果，注汽前实施地层预处理，采用酸化、大剂量地填等工艺技术，降低注汽压力，提高注汽效果。自2012年以来实施注汽前地层预处理12口，平均注汽压力由18.2Mpa下降到13.6Mpa，平均注汽干度由65.5%上升到73.5%，单井峰值产油由8.5t/d上升到12.1t/ d。
4.3 合理利用热连通，探索蒸汽驱技术；
D22-1井组由于热连通的存在，单井注汽已达不到理想效果，但D22-1井组剩余油较富集，厚度在10米以上，连通性好，而且井距在150米内，没有边水影响适合蒸汽驱的实施。
2010年5月D22-1井组开始实施蒸汽驱开发，井组有注汽井1口，D22-1井。一线受效井有井5口，二线受效井5口。注汽前：对周围一线井D20-1、D21-1、D21-02、D21-2采取降低采液强度，保证汽驱均匀受效。注汽中：一是保持合理的注汽速度。数值模拟计算相同采注比、注采井网下，注采速度6.0t/ h时蒸汽驱阶段采出程度最高。因此东22-1井组的注汽速度设计为6.0t/h。二是增大采注比，提高汽驱效果。对D20-1、D21-1和D21-02提高参数提液，采注比由1.09提高到1.3。三是及时调整吸汽剖面，油井均衡受效。由于各油层吸汽能力差异较大，蒸汽沿渗流阻力较小的高渗层突进从而造成汽窜，我们及时对D22-1井实施氮气调剖，调整吸汽剖面，促使油井均衡受效。该井组已累计增油3.6×104t，累积采注比1.37，油气比0.72，预计提高采收率24.5%，蒸汽驱试验取得好的效果。
5 结论与认识
（1）造成油井液量低的原因有很多，因此要对油藏再认识，采取相应措施。对泥质含量高的井要对地层进行预处理，减少堵塞物，降低注汽压力；对于由于防砂过度造成的低液井要放大生产压差，采用合理的防砂工艺。
（2）多轮次蒸汽吞吐后期，实施蒸汽驱能够显著改善开发效果，提高采收率。
参考文献
[1] 金海英.油气井生产动态分析[M].石油工业出版社，2010
[2] 沈平平.热力采油提高采油率技术[M].石油工业出版社，2006
【关键词】稠油油藏 泥质含量 注汽压力 热连通 开发效果
1 东区南热采区地质概况
东区南热采区位于南部Ⅱ号断层附近，包括16-1井区和24-3井区，含油面积3.36km2，地质储量304.3*104t，主力油层Ng33层，东部边水，油藏类型为受构造、岩性双重因素控制的构造-岩性稠油油藏。东区南井区位于沾化凹陷内“凹中之隆”的孤岛披覆构造东端，其整体构造面貌为一个由西南向东北倾斜的单斜构造，地层北东倾，倾角为1.5-2.5度，油藏埋深1250～1300m左右。
储层物性好，具有高孔、高渗的特点，平均孔隙度30-33%，空气渗透率1460-1782×10-3μm2。岩石成分以石英、长石为主，结构和成分成熟度偏低，磨园中等到差，分选较差，以泥质胶结为主，胶结疏松。根据D6J24井Ng3层段取芯资料，岩石粒径较小，一般在0.13-0.25mm，最大粒径0.58mm，粘土含量较高，达12%，注汽后小粒径微粒容易发生微移，加上粘土膨胀注汽压力偏高，一般在14.0MPa以上。
2 开发简历及开发现状
1999年开始进行常规开发，采用反九点法井网；2000年东16-1井区开始进行热采开发；东24-3井区2004年投产时即建成200×282m反九點法井网，2006年进行井网一次加密，形成了局部141×200m五点法井网。
东区南热采区有油井50口，开井42口，单元日液水平1260t，单元日油水平238.6t，平均单井日液水平30.1t，平均单井日油水平5.6t，综合含水81.1%，动液面683m，累积产油90.6×104t，累积产水241.9×104t，采出程度29.8%。
3 东区南热采区主要存在问题
3.1 东区南井区泥质含量高，导致注汽压力高、转周效果差
东Ng3砂层组以河道亚相为主，沉积成现在两边厚中间薄的“W”型结构，在东16-1井区和东24-3井区过渡带上存在着一条带状泥质在12%以上、渗透性较差的区域，油井转周后由于泥质在井底附近形成堵塞物，注汽压力高降低了单井产能。统计单井周期注汽情况，平均单井注汽量由1828t上升到2538t，油汽比由1.3下降到0.5，增油效果不理想。
3.2 东16-1井区地层能量低、液量低
东16-1井区无外来能量补充，开发的难点是液量低，日液低于10t的井有6口，占开井数的27.3%，平均日液5.78t，泵效11.5%；日液大于20t的井也只有3口，仅占开井数的13.6%，平均日液23.7t。造成产液量低主要是泥质含量较高的影响。东区南的D14X1井区、东19排、20排井以及D24-2井区泥质含量在14%以上，渗透性较差单井产能低。
3.3 多轮次吞吐后井间形成热连通
随吞吐轮次增加，地层能量下降也比较快，地层亏空也变得越来越大，受加热半径为30-40m的限制影响，加大单井注入量来扩大加热半径，达到补充地层能量和增油目的，但由于层间存在渗透率差异，导致各层的吸汽能力不同，使注采井间形成汽窜通道，降低了增油效果。如：D23-3井氮气调剖时，邻井D24X5、D22-2井口温度明显下降，井口取样出气不出油，同井组的D24X5井转周时，邻井GDD22-2井出气严重无法正常生产关井。由于大孔道的形成蒸汽大量地损失，D24X5井在转周开井后日油仅4.0t，与前一周期日油15.2 t差11.2t。
4 深化再认识，综合治理，提高东区南热采区的开发效果
4.1 酸化解堵结合适度防砂工艺，有效解决低液井
一是运用酸化解堵来解决由于泥质含量高造成的低液问题。对于液量和动液面下降快的井采取硝酸、缓速酸解堵剂或JNC-006复合解堵剂进行近井地带堵塞物的清洗，提高油井产液量。如D14X1井泥质含量14.96%，在注入GD-01深部处理剂后单井日产油量14t，比措施前增加了7.3t，有效天数达34天。
二是适度防砂，减少过度防砂造成的低液井。从防砂方式上将绕丝换成宽割缝，放大生产压差，提高单井产能。D17-01井在转周进干后平均日液仅6t，通过分析后将绕丝换成宽割缝开井后平均日液35t，日产油最高达19.4t，增油效果明显。
4.2 东16-1井区泥质含量高，实施注汽前地层预处理，降低注汽压力。
东区南井区平均泥质含量在12%以上、渗透性较差，注汽压力高、产液量低、周期效果差。为了提高该区域的开发效果，注汽前实施地层预处理，采用酸化、大剂量地填等工艺技术，降低注汽压力，提高注汽效果。自2012年以来实施注汽前地层预处理12口，平均注汽压力由18.2Mpa下降到13.6Mpa，平均注汽干度由65.5%上升到73.5%，单井峰值产油由8.5t/d上升到12.1t/ d。
4.3 合理利用热连通，探索蒸汽驱技术；
D22-1井组由于热连通的存在，单井注汽已达不到理想效果，但D22-1井组剩余油较富集，厚度在10米以上，连通性好，而且井距在150米内，没有边水影响适合蒸汽驱的实施。
2010年5月D22-1井组开始实施蒸汽驱开发，井组有注汽井1口，D22-1井。一线受效井有井5口，二线受效井5口。注汽前：对周围一线井D20-1、D21-1、D21-02、D21-2采取降低采液强度，保证汽驱均匀受效。注汽中：一是保持合理的注汽速度。数值模拟计算相同采注比、注采井网下，注采速度6.0t/ h时蒸汽驱阶段采出程度最高。因此东22-1井组的注汽速度设计为6.0t/h。二是增大采注比，提高汽驱效果。对D20-1、D21-1和D21-02提高参数提液，采注比由1.09提高到1.3。三是及时调整吸汽剖面，油井均衡受效。由于各油层吸汽能力差异较大，蒸汽沿渗流阻力较小的高渗层突进从而造成汽窜，我们及时对D22-1井实施氮气调剖，调整吸汽剖面，促使油井均衡受效。该井组已累计增油3.6×104t，累积采注比1.37，油气比0.72，预计提高采收率24.5%，蒸汽驱试验取得好的效果。
5 结论与认识
（1）造成油井液量低的原因有很多，因此要对油藏再认识，采取相应措施。对泥质含量高的井要对地层进行预处理，减少堵塞物，降低注汽压力；对于由于防砂过度造成的低液井要放大生产压差，采用合理的防砂工艺。
（2）多轮次蒸汽吞吐后期，实施蒸汽驱能够显著改善开发效果，提高采收率。
参考文献
[1] 金海英.油气井生产动态分析[M].石油工业出版社，2010
[2] 沈平平.热力采油提高采油率技术[M].石油工业出版社，2006