【摘　要】草705块为浅层超稠油油藏，初期采用HDCS开发，多轮次吞吐后地层压降大、产量递减快，开发成本高，与当前低油价新常态矛盾日益突出。为提高单元开发效益，应用“三线四区”运行模型，集成配套氮气增能+注采一体化复合吞吐技术，吞吐效果与效益大幅提升。
 
【关键词】超稠油油藏；三线四区；氮气增能；注采一体化；全过程保干
 
草705块浅层超稠油油藏高轮次吞吐开发阶段，由于地层压降大，吞吐效果逐渐变差，开发效益大幅下降。如何进一步改善单元开发效果、确保低油价下实现效益开发，是此类油藏面临的主要挑战。2016年以来，中心集思广益，及时转变工作思路，创新集成氮气增能+注采一体化复合吞吐技术，不断优化转周，见到明显效果，单元油汽比提升0.08，吨油成本下降28.2美元/桶，开发效果与开发效益大幅提升。
 
一、基本情况
 
草705块位于乐安油田东区，草27地区潜山北斜坡。主力开发层系馆陶层。控制含油面积1.26平方千米，控制石油地质储量229.53万吨。
 
草705块位于东营凹陷南斜坡、草桥--纯化镇断鼻带东部，广饶潜山北坡。草705地区馆陶组总体构造为披覆于广饶凸起北斜坡的地层斜坡披覆构造，地层北倾，地层倾角2.5-4.0度，为北低南高的大型斜坡构造。馆陶组地层顶面埋深720.00-820.00m。馆陶组1砂体与2砂体之间具有构造继承性。草705块Ng组储层为砾状、含砾不等粒砂岩。岩性不均匀，分选较差，胶结疏松-松散。2#砂体中间厚度大于8.0米，向东西两侧和南部高部位逐渐变薄尖灭。
 
二、开发状况及存在问题

1.吞吐效果
 
草705块为超稠油油藏，经过前两轮次注汽预热，第3周期产油达到峰值，随着周期增加，周期产油、周期日油、油汽比下降，周期间递减8%。目前油井平均处于9.4周期，处于高轮次吞吐阶段。
 
2.井网井距现状
 
Ng2砂体为主力小层，地质储量166×104t，采用100×150米排状井网部署10口井，控制储量102×104t，单控储量10.2×104t，未动用储量64×104t，分布于北部及东部厚度小于3米部位。Ng1砂体地质储量62×104t，该砂体整体厚度较薄，在油层厚度大于3米位置部署3口水平井，控制储量15×104t，单控储量5.0×104t，未动用储量47×104t。区块井网控制程度相对较高。
 
3.储量动用状况
 
主力小层Ng2砂体累油8.7×104t，平均单井累油0.87×104t，采出程度8.5%，Ng1砂体累油1.4×104t，平均单井累油0.47×104t，采出程度9.3%，中东部开发效果好，西部由于物性差，效果相对较差。
 
4.存在问题
 
（1）油井处于高轮次吞吐阶段（8-12周期），周期间递减快（8%），油藏压降大。
 
（2）开发成本高：采用HDCS开发，注入费用高；周期生产时间短，转周作业频次高，作业费用高；采用单井拉油，运费高。区块2014年吨油成本80.60美元/桶。
 
三、主要做法
 
针对高轮次吞吐产量递减快、开发成本高等问题，如何进一步改善单元开发效果，确保低油价下实现效益开发，中心转变工作思路，提出相应技术对策。
 
1.推广氮气增能辅助吞吐技术 

采用氮气辅助蒸汽吞吐提高开发效果，注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理：（1）保持地层压力，延长吞吐周期。（2）原油溶气膨胀，改变饱和度分布，加快原油排出。（3）增加地层弹性能量，有助于回采。（4）界面张力降低可以提高驱油效率。（5）注氮气增加波及体积。在注蒸汽的同时注入氮气，在油层中可扩大加热带，增加了蒸汽的波及体积。（6）注氮气提高回采水率。（7）注氮气提高剖面动用程度。根据现场注入情况选取注氮气井组建立数值模型，随着氮气注入量的增加，油汽比和采出程度呈上升趋势，当注入氮气量超过某一值后，油汽比上升幅度减缓。结合现场的注入情况以及措施经济效益评价，优化氮气注入量为40000标方。选取23井次，统计效果表明改变了周期递减趋势，周期效果转好，对比上周期，周期产油增加111吨，油汽比提升0.05。
 
2.完善注采一体化管柱 

草705区块原油粘度大，周期生产时间短，为了达到特超稠油趁热快采的目的，配套注采一体化技术。优势：（1）减少了一次起、下隔热管的作业。（2）加快了转抽时间，减少地层热损失和冷伤害。单井1周期作业减少作业费用10万元。
 
根据草705-平8井的井身轨迹数据建立了三维井筒模型，通过计算隔热管+氮气隔热、只用隔热管、油管+氮气隔热、只用油管四种方式，数模结果显示，隔热管+氮气隔热的方式井筒热损失为8%最小，最终选定注蒸汽采用环空氮气隔热的方式。
 
选取可对比4口井，生产前100天对比，注汽量下降243吨，日油上升0.7t/d，阶段油汽比上升0.09。从拉齐曲线可看出，由于减少热损失，排水期缩短，产量高峰值增大，高峰稳产期延长。
 
四、成果效益
 
草705块2018年年产油1.29×104t，年注汽1.67×104t，年油汽比0.77，综合递减-4.9%，吨油成本分别对比2017年，年产油上升0.06×104t，年注汽量下降1.73×104t，年油汽比提高0.41，综合递减下降21.7%。采用HDNS开发相比之前HDNS开发注入成本大幅下降，吨油成本下降28.2美元/桶，周期油汽比由0.37提高到0.45。实现开发效果与效益大幅提升。
 
参考文献：

[1]王嘉淮等．2002．注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果．西南石油学院学报

[2]马新仿．2006．特超稠油油藏蒸汽吞吐数值模拟．新建石油地质

[3]于会永等．2012．超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究