欢东稠油改善吞吐效果技术研究与应用

刘元元

【摘 要】油汽比是反映蒸汽吞吐阶段稠油油藏开发效果衡量吞吐开采经济效益的重要指标。欢东稠油开采主要以蒸汽吞吐为主，随着开发时间延长，油层压力降低，生产效果逐渐变差，吞吐油汽比逐年下降。我们根据不同区块生产特点，分析低油汽比原因，制定相应的对策，结合组合注汽、水平井多点注汽、一注多采等技术，提高油汽比，改善欢东稠油开发效果。

【关键词】欢东稠油；蒸汽吞吐；提高油汽比

前 言

欢东稠油从1987年投入开发，开发目的层为莲花油层和兴隆台油层，目前动用含油面积11.68km2，地质储量5211.88×104t。2008年欢东稠油区块年注汽724井次，年注汽量148×104t，年油汽比只有0.26。2009年要通过提高油汽比技术研究，开展优化注汽，改善吞吐效果，控制低效注汽井，节约注汽量，实现年产油基本保持稳产，年油汽比提高的目标。

一、 经济极限油汽比的确定

按照行业定价标准，当投入和产出达到盈亏平衡点时的油汽比即为经济极限油汽比参考文章等专家制定的“注汽开采油汽比≥0.15”做为稠油的经济极限油汽比。欢东稠油经济极限油汽比定义为0.15。

二、 欢东稠油低油汽比区块与油井分类

（一）区块分类

目前欢东稠油油汽比较低的区块有6个，地质储量2985×104t，占欢东吞吐稠油动用储量的57.3% ，总井579口，占总数的55.2%，开井280口，占总数的62.2%，日产油466t，占总数的52.7%，年注汽量89.4×104t，占总注汽量的61.8%。其中部分区块由于采出程度高，地层压力低，处于吞吐开发的末期，吞吐效果差，油汽比低，如齐108块和欢127莲花油层。其余区块属于难采储量区块，由于原油粘度高，油层薄，开发效果不理想，油汽比较低，如杜813块、锦16于楼。

（二）低油汽比油井分类

从单井统计来看，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，年产油5.46×104t，注汽量56.3×104t，占欢东稠油吞吐产量的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。年产油1.44×104t，注汽量21.5×104t，占欢东稠油吞吐产量的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。年产油2.2×104t，注汽量20.3×104t，占欢东稠油吞吐产量的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。年产油1.8×104t，注汽量14.5×104t，占欢东稠油吞吐产量的4.6%，注汽量的10.3%。

三、提高油汽比技术研究

（一）优选注汽井，低于极限油汽比井间歇注汽

低于经济极限油汽比的油井，根据油井生产情况实施间歇注汽，延长油井生产时间，提高油汽比。间歇蒸汽就是在地下温场已经建立的条件下，利用近井和远井地带的压差，通过关井恢复近井地带含油饱和度，即油井关井一段时间，恢复地层压力，待井筒附近原油重新聚集后再恢复吞吐生产。

（二）优化注汽方式

1、分注

对于井段长、油层多、井况允许的油井，利用本井吸汽剖面资料或参考邻井吸汽剖面、补层、堵水等资料，搞清主力层或潜力层的基础上，实施分注或单注。

2、水平井多点注汽

水平井井温剖面监测资料统计，笼统注汽水平段吸汽长度仅有40～50%，影响了水平井吞吐效果。为解决水平井水平段动用不均，根据水平井所处部位、井温剖面资料、水平段长度和轨迹，在注汽管柱上设置2～4段筛管控制各点注汽量。实施多点注汽后水平段动用程度有较大改善，9口井测得的井温剖面平均吸汽厚度上升到81.7%。共实施17口，产油量17500吨，油汽比可达0.42，与上周期相比提高0.12。

3、组合注汽

稠油区块由于井距小、纵向或平面上的非均质性及压力不均易形成汽窜，汽窜后往往具有方向性、重复性和可逆性， 造成热能和原油产量的损失。 实施井组组合注汽，在同注、同焖、同采过程中，油层压力呈现出规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，抑制汽窜，提高蒸汽热能利用率，达到改善吞吐效果的目的。

组合注汽选井原则：

（1）油层分布稳定、连通性好，油层压力接近，且井间易发生汽窜，具有多向性。（2）井下技术状况良好。（3）原油物性比较接近。（4）同一个井组的井采出程度接近尽量接近。（5）1个井组应控制在3～5口井。

在汽窜较严重的欢127和杜813块实施组合注汽。全年可实施20个井组，预计节约注汽量20%，油汽比提高0.1。

4、优化注汽参数

（1）注汽压力

增加注汽压力可提高注汽速度，减少热损失，扩大加热范围，但注汽压力过高又可造成油层破裂，导致注入蒸汽窜流到远离注入井的地方，而使井筒附近的地层没有得到有效地加热。当油井开井生产时，由于井底压力降低，裂缝将重新闭合，从而使注入到远离井筒的蒸汽凝结成水被封固在原地，发挥不了应有的作用。压力过高还可导致水窜、固井质量变差、套变等后果。因此，注汽压力应小于地层破裂压力，应控制在破裂压力的85%以内。

（2）注汽强度（注汽量）

一般直井合理注汽强度为90～120t/m ，水平井为7～10t/m。但应注意以下几点：a、扣除无效油层厚度，即物性差，厚度小的不吸汽层以及由于套变等原因无法冲砂彻底而被砂埋的油层。b、超稠油杜813块，由于油井返水率低，导致注汽压力过高，吞吐效果较差，因此按照周期注入量倍数（即本周期/上周期注汽量）与采注比关系进行优化。c、处于边水、底水附近或距出水井较近的油井，应采取短周期吞吐，即减少周期注汽量，缩短生产时间，以达到减缓水的推进速度，避免油井过早水淹。

（3）蒸汽干度

在相同的注汽量下，注入蒸汽的干度越高，蒸汽所携带热值越大，油层加热半径越大，吞吐效果越好，周期产量越高。因此，优选井底蒸汽干度，尽量提高蒸汽的干度，可提高蒸汽吞吐开发效果。超稠油对温度变化敏感性强，因此杜813块井底干度应不低于40%，其他区块井底干度应不低于30%

四、提高油汽比技术应用及效果评价

（一）实施情况

通过提高油汽比技术实施应用，2009年欢东稠油吞吐年注汽546井次，年注汽量96.38×104t，年产油30.2×104t，年油汽比0.31。与2008年相比产量相对稳定，开发指标提高。

（二）经济效益分析

通过实施以上技术，提高了欢东稠油吞吐油汽比，节约了注汽量，改善了稠油吞吐开发效果。2009年全年节约注汽量45×104t，减少作业井次178井次，节约创效5076.7万元。

五、结论

（1）稠油蒸汽吞吐，通过提高油汽比，可以改善稠油吞吐开发效果，提高经济效益。

（2）水平井采用多点注汽可以使水平段均匀吸汽，提高动用状况，改善生产效果。

（3）超稠油油藏需控制注汽强度，采取少注多采，降低地下存水率，逐步提高油井动用半径。