歡東稠油改善吞吐效果技術研究與應用

劉元元

【摘 要】油汽比是反映蒸汽吞吐階段稠油油藏開發效果衡量吞吐開采經濟效益的重要指標。歡東稠油開采主要以蒸汽吞吐為主，隨著開發時間延長，油層壓力降低，生產效果逐漸變差，吞吐油汽比逐年下降。我們根據不同區塊生產特點，分析低油汽比原因，制定相應的對策，結合組合注汽、水平井多點注汽、一注多采等技術，提高油汽比，改善歡東稠油開發效果。

【關鍵詞】歡東稠油；蒸汽吞吐；提高油汽比

前 言

歡東稠油從1987年投入開發，開發目的層為蓮花油層和興隆臺油層，目前動用含油面積11.68km2，地質儲量5211.88×104t。2008年歡東稠油區塊年注汽724井次，年注汽量148×104t，年油汽比只有0.26。2009年要通過提高油汽比技術研究，開展優化注汽，改善吞吐效果，控制低效注汽井，節約注汽量，實現年產油基本保持穩產，年油汽比提高的目標。

一、 經濟極限油汽比的確定

按照行業定價標準，當投入和產出達到盈虧平衡點時的油汽比即為經濟極限油汽比參考文章等專家制定的“注汽開采油汽比≥0.15”做為稠油的經濟極限油汽比。歡東稠油經濟極限油汽比定義為0.15。

二、 歡東稠油低油汽比區塊與油井分類

（一）區塊分類

目前歡東稠油油汽比較低的區塊有6個，地質儲量2985×104t，占歡東吞吐稠油動用儲量的57.3% ，總井579口，占總數的55.2%，開井280口，占總數的62.2%，日產油466t，占總數的52.7%，年注汽量89.4×104t，占總注汽量的61.8%。其中部分區塊由于采出程度高，地層壓力低，處于吞吐開發的末期，吞吐效果差，油汽比低，如齊108塊和歡127蓮花油層。其余區塊屬于難采儲量區塊，由于原油粘度高，油層薄，開發效果不理想，油汽比較低，如杜813塊、錦16于樓。

（二）低油汽比油井分類

從單井統計來看，周期油汽比低于0.15的油井共有228口，平均周期油汽比0.07，年產油5.46×104t，注汽量56.3×104t，占歡東稠油吞吐產量的19.3%，注汽量的39.9%。其中油汽比在0～0.05的油井共有89口，平均周期油汽比0.02。年產油1.44×104t，注汽量21.5×104t，占歡東稠油吞吐產量的3.7%，注汽量的15.2%。油汽比在0.06～0.09的油井共有77口，平均周期油汽比0.08。年產油2.2×104t，注汽量20.3×104t，占歡東稠油吞吐產量的5.6%，注汽量的14.4%。油汽比在0.1～0.14的油井共有62口，平均周期油汽比0.12。年產油1.8×104t，注汽量14.5×104t，占歡東稠油吞吐產量的4.6%，注汽量的10.3%。

三、提高油汽比技術研究

（一）優選注汽井，低于極限油汽比井間歇注汽

低于經濟極限油汽比的油井，根據油井生產情況實施間歇注汽，延長油井生產時間，提高油汽比。間歇蒸汽就是在地下溫場已經建立的條件下，利用近井和遠井地帶的壓差，通過關井恢復近井地帶含油飽和度，即油井關井一段時間，恢復地層壓力，待井筒附近原油重新聚集后再恢復吞吐生產。

（二）優化注汽方式

1、分注

對于井段長、油層多、井況允許的油井，利用本井吸汽剖面資料或參考鄰井吸汽剖面、補層、堵水等資料，搞清主力層或潛力層的基礎上，實施分注或單注。

2、水平井多點注汽

水平井井溫剖面監測資料統計，籠統注汽水平段吸汽長度僅有40～50%，影響了水平井吞吐效果。為解決水平井水平段動用不均，根據水平井所處部位、井溫剖面資料、水平段長度和軌跡，在注汽管柱上設置2～4段篩管控制各點注汽量。實施多點注汽后水平段動用程度有較大改善，9口井測得的井溫剖面平均吸汽厚度上升到81.7%。共實施17口，產油量17500噸，油汽比可達0.42，與上周期相比提高0.12。

3、組合注汽

稠油區塊由于井距小、縱向或平面上的非均質性及壓力不均易形成汽竄，汽竄后往往具有方向性、重復性和可逆性， 造成熱能和原油產量的損失。 實施井組組合注汽，在同注、同燜、同采過程中，油層壓力呈現出規律性波動，促使含油飽和度場重新分布，抑制汽竄，提高蒸汽熱能利用率，達到改善吞吐效果的目的。

組合注汽選井原則：

（1）油層分布穩定、連通性好，油層壓力接近，且井間易發生汽竄，具有多向性。（2）井下技術狀況良好。（3）原油物性比較接近。（4）同一個井組的井采出程度接近盡量接近。（5）1個井組應控制在3～5口井。

在汽竄較嚴重的歡127和杜813塊實施組合注汽。全年可實施20個井組，預計節約注汽量20%，油汽比提高0.1。

4、優化注汽參數

（1）注汽壓力

增加注汽壓力可提高注汽速度，減少熱損失，擴大加熱范圍，但注汽壓力過高又可造成油層破裂，導致注入蒸汽竄流到遠離注入井的地方，而使井筒附近的地層沒有得到有效地加熱。當油井開井生產時，由于井底壓力降低，裂縫將重新閉合，從而使注入到遠離井筒的蒸汽凝結成水被封固在原地，發揮不了應有的作用。壓力過高還可導致水竄、固井質量變差、套變等后果。因此，注汽壓力應小于地層破裂壓力，應控制在破裂壓力的85%以內。

（2）注汽強度（注汽量）

一般直井合理注汽強度為90～120t/m ，水平井為7～10t/m。但應注意以下幾點：a、扣除無效油層厚度，即物性差，厚度小的不吸汽層以及由于套變等原因無法沖砂徹底而被砂埋的油層。b、超稠油杜813塊，由于油井返水率低，導致注汽壓力過高，吞吐效果較差，因此按照周期注入量倍數（即本周期/上周期注汽量）與采注比關系進行優化。c、處于邊水、底水附近或距出水井較近的油井，應采取短周期吞吐，即減少周期注汽量，縮短生產時間，以達到減緩水的推進速度，避免油井過早水淹。

（3）蒸汽干度

在相同的注汽量下，注入蒸汽的干度越高，蒸汽所攜帶熱值越大，油層加熱半徑越大，吞吐效果越好，周期產量越高。因此，優選井底蒸汽干度，盡量提高蒸汽的干度，可提高蒸汽吞吐開發效果。超稠油對溫度變化敏感性強，因此杜813塊井底干度應不低于40%，其他區塊井底干度應不低于30%

四、提高油汽比技術應用及效果評價

（一）實施情況

通過提高油汽比技術實施應用，2009年歡東稠油吞吐年注汽546井次，年注汽量96.38×104t，年產油30.2×104t，年油汽比0.31。與2008年相比產量相對穩定，開發指標提高。

（二）經濟效益分析

通過實施以上技術，提高了歡東稠油吞吐油汽比，節約了注汽量，改善了稠油吞吐開發效果。2009年全年節約注汽量45×104t，減少作業井次178井次，節約創效5076.7萬元。

五、結論

（1）稠油蒸汽吞吐，通過提高油汽比，可以改善稠油吞吐開發效果，提高經濟效益。

（2）水平井采用多點注汽可以使水平段均勻吸汽，提高動用狀況，改善生產效果。

（3）超稠油油藏需控制注汽強度，采取少注多采，降低地下存水率，逐步提高油井動用半徑。