勝利油田稠油蒸汽吞吐提升開發質量和效益對策

尹小梅

?

勝利油田稠油蒸汽吞吐提升開發質量和效益對策

尹小梅

（中國石化勝利油田分公司，山東東營 257015）

在低油價背景下，勝利油田稠油開發效益較差，為此，針對不同開發矛盾制定不同油藏類型提質增效對策。研究表明，油價40 $/bbl時，1/3的吞吐井無效，主要原因是邊底水入侵、縱向動用不均衡、井間汽竄，可分別通過周期開采、化學調堵、組合吞吐、分層注汽、優化注入劑類型及用量來調整。現場實踐表明，采取相應提質增效對策既可明顯改善開發效果、增加產量，又可減少不必要的投入，增加經濟效益。

勝利油田；蒸汽吞吐；技術對策

“十五”以來，勝利油田稠油熱采產量持續攀升，年產油量由2001年的144×104t增加到2014年的527×104t，為油田穩產做出了重要的貢獻。勝利油田稠油熱采產量以蒸汽吞吐為主，2014年蒸汽吞吐產油達到420×104t；但隨著蒸汽吞吐輪次的增加，單井日產油、油汽比不斷下降，含水率逐漸升高。稠油開采成本越來越高，吞吐無效井急劇增加，稠油開發效益差。為了稠油油藏的高效開發和經濟效益的最大化，有必要在蒸汽吞吐效益評價和低效原因分析的基礎上，開展稠油蒸汽吞吐“提質增效”對策研究，為稠油油藏的開發提供技術支持。

1 蒸汽吞吐效益評價

采用與油井相關的直接成本計算經濟極限油汽比[1-2]（公式1），不含折舊和損耗費、費用分攤（勘探費、管理費、財務費、銷售費）和人工成本。直接成本分為可變成本和固定成本，可變成本按照產液量分攤，取值依據為一噸液量從注入、采出到處理整個過程中需要消耗的費用；固定成本為維持油井正常生產必須發生的費用，包括油井的維護性作業費、基本維護費、測試費等。

利用公式（1）計算不同油價下的極限油汽比，其中各參數取值分別為固定成本40×104元/(井·年)，周期天數260 d，單井轉周費用50×104元，單井周期注汽量2 500 t，噸油可變成本320元/t，商品率0.97；油價30~70 $/bbl情況下噸油稅金分別為82元，109元，136元，163元和231元。計算出不同油價噸蒸汽費用下的極限油汽比，并利用計算結果分析了勝利油田2014年底蒸汽吞吐井4 193口井的經濟效益情況（表1）。

表1 不同油價噸蒸汽費用及極限油氣比

2 無效井無效原因分析

根據經濟極限油汽比法，逐井、逐井組開展效益評價。對勝利油田無效井（油價40$/bbl）所分布的熱采單元的地質特點、油藏類型以及開發狀況等指標進行統計，綜合分析無效井的無效原因并進行分類，具體統計結果見表2。

由表2可知，在油價40 $/bbl的條件下，無效井的單井日產油能力大約在1.5 t，不能滿足開發的需求和經濟效益最大化。從分析結果來看無效原因主要是受邊底水入侵、注采參數不合理和縱向動用不均衡等因素，無效井所占比例均在30%左右。如何針對上述三個原因制定相應的提質增效對策是提高稠油蒸汽吞吐開發效益的關鍵。

表2 無效井無效原因統計（40$/bbl）

3 提質增效對策研究

針對無效井無效原因和不同區塊的開發矛盾，制定了相應的提質增效對策，并利用數值模擬方法對不同對策的機理及技術政策界限進行了探索。

3.1 抑制底水入侵技術對策

底水油藏高含水無效益井停井一段時期再開井生產[3]，油水重新分離，能有效抑制底水錐進，既能減少注汽量又可增加單井產量。通過數值模擬研究了不同油層厚度、不同原油黏度底水油藏周期開采所需要的停井時間（圖1）。研究表明，油層厚度越大、原油黏度越高，油水重新分異所需時間越長。油層厚度為10 m，地層原油黏度5 000 mPa·s時需關井2年再開井生產[4-7]。

圖1 不同原油性質油藏厚度與停井時間關系

3.2 注采參數優化技術對策

統計現場普通稠油、特稠油不同油層厚度實際注汽強度與油汽比、日凈產油關系，統計顯示，不同原油黏度、不同油層厚度油藏存在最優注汽強度，普通稠油油藏油層厚度為10~15 m時最優注汽強度為170~200 t/m。實際注汽強度大于或小于最優注汽強度，均會使油汽比降低，經濟效益變差。最優注汽強度隨原油黏度增加而增加，隨油層有效厚度增加而降低[8-9]。

通過數值模擬研究了不同原油黏度油藏吞吐所需周期注汽量增幅（圖2），應對不同原油黏度油藏采用最優注汽量，實現經濟效益最優。

圖2 原油黏度與吞吐周期注汽量增幅關系

對于特超稠油[10]，通過數值模擬建立了不同原油黏度下的注入劑類型優化圖版（圖3），不同條件油藏選擇合適注入劑及注入量，能改善開發效果，提高經濟效益。研究表明，原油黏度小于5×104mPa·s的油藏，只需注蒸汽開發；原油黏度大于5×104mPa·s的油藏，可利用CO2增能降黏；原油黏度大于8×104mPa·s的油藏，可再添加降黏劑降黏，具體注入劑用量如圖3所示。

圖3 特超稠油CO2和降黏劑量優化圖版

3.3 提高縱向動用程度技術對策

層狀油藏[7]層間具有非均質性，籠統注汽時，低滲層吸汽變差，嚴重影響油藏動用程度，可采用分層注汽實現縱向各層的均衡動用。通過數值模擬建立了分層注汽的技術政策界限，層間滲透率級差大于2，隔層厚度大于3 m時，可采用分層注汽改善開發效果。

4 礦場應用

草古1潛山為底水特超稠油油藏，埋藏深度600~976 m，地層傾角10.4°~44.0°，50 ℃溫度條件地面脫氣原油黏度23 900~70 000 mPa·s。CG1–12–12井2010年2月高含水關停，2013年3月開井后，峰值日產6.7 t，已累產油2 211 t。2014年勝利油田實施化學調堵134井次，平均單井油汽比提高0.15，在油價40 $/bbl條件下，周期增加經濟效益27×104元；實施組合吞吐85井對178口井，平均單井提高油汽比0.11，周期增加經濟效益35×104元；在濱南、孤島等實施分層注汽35井次，平均單井油汽比提高0.17，周期增加經濟效益76×104元。

5 結論

（1）對底水油藏高含水井可采用周期開采對策，抑制底水錐進，既可減少注汽量又可提高單井產能。

（2）對于層間差異大、層間矛盾突出的油藏，當層間滲透率級差大于2、隔層厚度大于3 m時，可采用分層注汽提高縱向動用程度。

（3）原油黏度小于5×104mPa·s的油藏，可只注蒸汽開發；原油黏度大于5×104mPa·s的油藏，可利用CO2增能降黏；原油黏度大于8×104mPa·s的油藏，再增加降黏劑降黏。

[1] 李菊花，凌建軍．影響經濟極限油汽比因素分析[J]．特種油氣藏，2000，7（4）：31–33．

[2] 張哲．蒸汽吞吐合理開發界限研究[J]．特種油氣藏，2003：10（3）：60–62．

[3] 隋怡冰．低效井間歇注汽技術現場應用效果[J]．科技風，2013，2（21）：74–80．

[4] 王杰祥，任文龍，王騰飛，等．稠油熱采井氮氣泡沫抑制邊水技術研究[J]．特種油氣藏，2013，20（2）：105–107．

[5] 屈人偉，秦守棟，朱岸昌，等．稠油熱采氮氣泡沫固化調堵技術[J]．油田化學，2009，26（3）：260–264．

[6] 賈欣鑫，徐明海，舒華文，等．提高稠油油田多輪次吞吐采收率方法研究[J] ．科學技術與工程，2014，14（11）：18–21．

[7] 宋英男．提高稠油多輪次吞吐井吞吐效果研究[J]．石油鉆采工藝，2004，26（1）：5–8．

[8] 陳彩云．河南油田高淺３區普通稠油油藏過熱蒸汽吞吐注采參數優化研究[J]．石油天然氣學報，2011，6（33）：312–314．

[9] 田鴻照，孫野．Ｓ斷塊稠油油藏直井與水平井組合蒸汽吞吐工藝參數優化設計[J]．石油地質與工程，2013，27（3）：120–123．

[10] 王可君．深層特稠油油藏HDCS開發技術政策界限[J]．特種油氣藏，2013，20（6）：93–95．

編輯：趙川喜

2018–01–05

尹小梅, 碩士，工程師，1985年生，2010年畢業于中國石油大學（華東）油氣田開發專業，現從事稠油油藏開發工作。

國家科技重大專項課題“勝利油田特高含水期提高采收率技術”子課題“整裝油田特高含水期提高采收率技術”(2011ZX05011-002)。

1673–8217（2018）04–0098–03

TE345

A