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摘 要：滨南采油厂单家寺油田单56块目前生产层是馆陶组馆下段地层的1、2、3砂体，原油粘度极高，平均达5-10×104毫帕秒，已达超稠油标准，在注汽吞吐、注汽驱采油过程中出现了严重的层间矛盾，针对这一情况，需要综合利用渗透率平面图、隔层平面图、区块储量动用情况等动静态资料，分析层间潜力。在此基础上，研究相应的治理措施并分析其可行性，以改善注汽吞吐、注汽驱效果，提高油层动用状况。
前言
本文主要针对单56块稠油开采过程中出现的严重的层间矛盾，研究目前可行的治理措施，分析不同措施在区块不同区域的治理效果，筛选合理的治理措施，对效果不佳的措施进行分析总结，得出原因并提出调整意见。单56块目前分层开采效果较好，但层间矛盾日益突出，严重影响剩余油挖潜。本文就纵向补孔、分层注汽、调剖实验等具体措施结合措施井效果进行分析，提出合理的措施调整方案。
1.单56块地质概况及开发现状
1.1地质概况
单56块位于单家寺油田西区，滨县凸起西部南坡，东与单113块毗邻，南与滨南油田接壤，其油藏类型为受鼻状构造控制的地层超覆超稠油油藏，主要含油层系为馆下段1～3砂体，含油面积3.73km2，石油地质储量1194×104t。
1.2开发现状
截止2015年6月核实累计采油154.77万吨，采油速度1.62%采出程度17.62%，累计注汽453.67万吨，自然递减率17.9%，综合递减率11.3%，目前综合含水86.2%。
2.存在的主要问题
2.1渗透率纵向差异大
图2.1单56块Ng1-3组渗透率等值线图
单56块渗透率统计显示：Ng组层间渗透率差异较大。尤其是Ng1-2层间差异更为明显，如图中白色、蓝色圆圈区域所示。
2.2Ng组隔层小，不具有封闭性
Ng下1-N下g2隔层：区内有10个局部区为物性夹层，上、下连通。隔层厚度一般1-2m，南部靠近断层的地方厚度较大，一般在4m以上。
Ng下2-Ng下3隔层：区内有11个局部区上、下连通，北部比较厚，一般2-3m。
两个隔层厚度小，横向岩性变化比较大，局部又有上、下连通的局部区，对油水未能起到封割作用，Ng下1、2、3砂体没有形成独立的水动力系统，属于一个连通体。
2.3汽窜程度严重，影响层间油层动用
单56块自2007年以来，井间汽窜逐年加剧，目前在整个单56块已经形成了地下热联通网络，影响了蒸汽热利用率，层间动用程度日益不均衡。
2.4平面储量动用不均衡
主体部位单井累积产量大于1.2×104t；主体部位靠近北部断层、西部与单6西结合部产量较低；东扩、南扩区域投产时间短，累积产量较低；小井距试验区单井产量0.8-1.1×104t。
3.治理措施
针对单56块严重的层间矛盾，主要采取了两种治理措施：机械方法和化学调剖，其中机械方法包括层间补孔和分层注汽，而化学调剖包括氮气泡沫和自扩散体系调剖两种方式[1]。
3.1机械方法
3.1.1层间补孔
油井补孔措施是增加射开新的油层，是油田持续开发的重要增产措施，进一步完善注采系统，解决油水井射孔层位不对应问题，完善单砂体注采关系，有效挖掘剩余油，可以有效提高原油采收率。油田进入高含水后期开采阶段后，随着储量动用程度的提高，水淹厚度、水淹层数增加，平面剩余油面积分散、变小。随着开采过程中采取合理的挖潜措施，剩余油分布也会发生变化，剩余油分布变得更具复杂性，对于开发这样的剩余油一定要坚持动态的原则，针对具体情况选取恰当的调整措施，以最大程度的挖掘油藏剩余油[2]。
2014年在单56-9-17井实施上返补孔措施：
（1）措施原因：2014年针对边部井56-9-17井进行上返措施。结合邻井生产情况，本次措施注灰上返Ng1-2，1117.0-1128.0，11米/1层。
（2）作业注汽情况：该井2014.3.4-3.20日注灰射孔，3.26-4.9日注汽，4.1日邻井56-8-18井汽窜，汽窜对应井与上返前发生改变。
（3）生产情况：4.17日措施开井，目前日指标40.4/4.2/89.5%，周期生产77天/430吨/3464吨，措施效果较理想。
3.1.2机械方法-分层注汽
单146-1井2014年采用了分层注汽工艺，在采取该工艺时，首先进行了吸水剖面测试，科学配置注汽量。
从吸水剖面资料显示，该井上层动用较好，层间动用差异大，实际注汽4116吨，下层注汽2800t，上层注汽1300t，注汽压力达到12.7MPa，注汽干度70%以上，注汽效果远高于上周，转开峰值日油可达到26吨/天，目前累计生产243天，累计产油3883吨，措施效果理想。
3.2调剖试验
2013-2015年层间调剖试验，共调剖试验3口井，其中8-16井采取自扩散体系调剖后起到了良好的封隔效果。
56-8-16井：该井共开采6周，前6周与邻井56-9-1556-6X1656-7X15井发生过汽窜效应，本次转周作业采用了自扩散体系调剖，挤入自扩散体系降粘剂1吨，该井2011.9.10-9.29日注汽，注汽时除56-7X15井正运作外，其余2口井均未发生汽窜。
2015.10.7日开井后一直高温高液生产，目前该井日指标：34.5/3.7/89.0%/70度，周期生產283天/1768吨/11068吨。同期日度数据对比可以看出，本周液量温度均高于上周，措施效果理想。
4.结论
通过研究单56块地质概况、开发现状，统计小层渗透率数据，结合隔层数据分析，得出以下结论：
4.1分层开采效果好，但是单56块主体中部及北部分层开采不具备隔层条件，措施井选择困难。
4.2从剩余可采储量来看，剩余油富集区仍然在单56块主体部位。
4.3纵向补孔应结合累计动用情况，建议在边部井采取补孔措施。
4.4调剖实验部分井取得良好效果，在区块中部建议调剖时结合汽窜情况进行封窜。
参考文献：
[1]裘怿楠，陈子琪.油藏描述[M].北京：石油工业出版社，1996.147-148
[2]张锐等，稠油热采技术[M]，北京：石油大学出版社，1999：105-114
关键词：单56块；油层动用状况；层间矛盾；层间潜力
前言
本文主要针对单56块稠油开采过程中出现的严重的层间矛盾，研究目前可行的治理措施，分析不同措施在区块不同区域的治理效果，筛选合理的治理措施，对效果不佳的措施进行分析总结，得出原因并提出调整意见。单56块目前分层开采效果较好，但层间矛盾日益突出，严重影响剩余油挖潜。本文就纵向补孔、分层注汽、调剖实验等具体措施结合措施井效果进行分析，提出合理的措施调整方案。
1.单56块地质概况及开发现状
1.1地质概况
单56块位于单家寺油田西区，滨县凸起西部南坡，东与单113块毗邻，南与滨南油田接壤，其油藏类型为受鼻状构造控制的地层超覆超稠油油藏，主要含油层系为馆下段1～3砂体，含油面积3.73km2，石油地质储量1194×104t。
1.2开发现状
截止2015年6月核实累计采油154.77万吨，采油速度1.62%采出程度17.62%，累计注汽453.67万吨，自然递减率17.9%，综合递减率11.3%，目前综合含水86.2%。
2.存在的主要问题
2.1渗透率纵向差异大
图2.1单56块Ng1-3组渗透率等值线图
单56块渗透率统计显示：Ng组层间渗透率差异较大。尤其是Ng1-2层间差异更为明显，如图中白色、蓝色圆圈区域所示。
2.2Ng组隔层小，不具有封闭性
Ng下1-N下g2隔层：区内有10个局部区为物性夹层，上、下连通。隔层厚度一般1-2m，南部靠近断层的地方厚度较大，一般在4m以上。
Ng下2-Ng下3隔层：区内有11个局部区上、下连通，北部比较厚，一般2-3m。
两个隔层厚度小，横向岩性变化比较大，局部又有上、下连通的局部区，对油水未能起到封割作用，Ng下1、2、3砂体没有形成独立的水动力系统，属于一个连通体。
2.3汽窜程度严重，影响层间油层动用
单56块自2007年以来，井间汽窜逐年加剧，目前在整个单56块已经形成了地下热联通网络，影响了蒸汽热利用率，层间动用程度日益不均衡。
2.4平面储量动用不均衡
主体部位单井累积产量大于1.2×104t；主体部位靠近北部断层、西部与单6西结合部产量较低；东扩、南扩区域投产时间短，累积产量较低；小井距试验区单井产量0.8-1.1×104t。
3.治理措施
针对单56块严重的层间矛盾，主要采取了两种治理措施：机械方法和化学调剖，其中机械方法包括层间补孔和分层注汽，而化学调剖包括氮气泡沫和自扩散体系调剖两种方式[1]。
3.1机械方法
3.1.1层间补孔
油井补孔措施是增加射开新的油层，是油田持续开发的重要增产措施，进一步完善注采系统，解决油水井射孔层位不对应问题，完善单砂体注采关系，有效挖掘剩余油，可以有效提高原油采收率。油田进入高含水后期开采阶段后，随着储量动用程度的提高，水淹厚度、水淹层数增加，平面剩余油面积分散、变小。随着开采过程中采取合理的挖潜措施，剩余油分布也会发生变化，剩余油分布变得更具复杂性，对于开发这样的剩余油一定要坚持动态的原则，针对具体情况选取恰当的调整措施，以最大程度的挖掘油藏剩余油[2]。
2014年在单56-9-17井实施上返补孔措施：
（1）措施原因：2014年针对边部井56-9-17井进行上返措施。结合邻井生产情况，本次措施注灰上返Ng1-2，1117.0-1128.0，11米/1层。
（2）作业注汽情况：该井2014.3.4-3.20日注灰射孔，3.26-4.9日注汽，4.1日邻井56-8-18井汽窜，汽窜对应井与上返前发生改变。
（3）生产情况：4.17日措施开井，目前日指标40.4/4.2/89.5%，周期生产77天/430吨/3464吨，措施效果较理想。
3.1.2机械方法-分层注汽
单146-1井2014年采用了分层注汽工艺，在采取该工艺时，首先进行了吸水剖面测试，科学配置注汽量。
从吸水剖面资料显示，该井上层动用较好，层间动用差异大，实际注汽4116吨，下层注汽2800t，上层注汽1300t，注汽压力达到12.7MPa，注汽干度70%以上，注汽效果远高于上周，转开峰值日油可达到26吨/天，目前累计生产243天，累计产油3883吨，措施效果理想。
3.2调剖试验
2013-2015年层间调剖试验，共调剖试验3口井，其中8-16井采取自扩散体系调剖后起到了良好的封隔效果。
56-8-16井：该井共开采6周，前6周与邻井56-9-1556-6X1656-7X15井发生过汽窜效应，本次转周作业采用了自扩散体系调剖，挤入自扩散体系降粘剂1吨，该井2011.9.10-9.29日注汽，注汽时除56-7X15井正运作外，其余2口井均未发生汽窜。
2015.10.7日开井后一直高温高液生产，目前该井日指标：34.5/3.7/89.0%/70度，周期生產283天/1768吨/11068吨。同期日度数据对比可以看出，本周液量温度均高于上周，措施效果理想。
4.结论
通过研究单56块地质概况、开发现状，统计小层渗透率数据，结合隔层数据分析，得出以下结论：
4.1分层开采效果好，但是单56块主体中部及北部分层开采不具备隔层条件，措施井选择困难。
4.2从剩余可采储量来看，剩余油富集区仍然在单56块主体部位。
4.3纵向补孔应结合累计动用情况，建议在边部井采取补孔措施。
4.4调剖实验部分井取得良好效果，在区块中部建议调剖时结合汽窜情况进行封窜。
参考文献：
[1]裘怿楠，陈子琪.油藏描述[M].北京：石油工业出版社，1996.147-148
[2]张锐等，稠油热采技术[M]，北京：石油大学出版社，1999：105-114
关键词：单56块；油层动用状况；层间矛盾；层间潜力