劉元元

【摘 要】油汽比是反映蒸汽吞吐階段稠油油藏開發(fā)效果衡量吞吐開采經(jīng)濟(jì)效益的重要指標(biāo)。歡東稠油開采主要以蒸汽吞吐為主，隨著開發(fā)時間延長，油層壓力降低，生產(chǎn)效果逐漸變差，吞吐油汽比逐年下降。我們根據(jù)不同區(qū)塊生產(chǎn)特點(diǎn)，分析低油汽比原因，制定相應(yīng)的對策，結(jié)合組合注汽、水平井多點(diǎn)注汽、一注多采等技術(shù)，提高油汽比，改善歡東稠油開發(fā)效果。

【關(guān)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(fā)，開發(fā)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(zhì)儲量5211.88×104t。2008年歡東稠油區(qū)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(shù)研究，開展優(yōu)化注汽，改善吞吐效果，控制低效注汽井，節(jié)約注汽量，實(shí)現(xiàn)年產(chǎn)油基本保持穩(wěn)產(chǎn)，年油汽比提高的目標(biāo)。

一、 經(jīng)濟(jì)極限油汽比的確定

按照行業(yè)定價標(biāo)準(zhǔn)，當(dāng)投入和產(chǎn)出達(dá)到盈虧平衡點(diǎn)時的油汽比即為經(jīng)濟(jì)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(jīng)濟(jì)極限油汽比。歡東稠油經(jīng)濟(jì)極限油汽比定義為0.15。

二、 歡東稠油低油汽比區(qū)塊與油井分類

（一）區(qū)塊分類

目前歡東稠油油汽比較低的區(qū)塊有6個，地質(zhì)儲量2985×104t，占?xì)g東吞吐稠油動用儲量的57.3% ，總井579口，占總數(shù)的55.2%，開井280口，占總數(shù)的62.2%，日產(chǎn)油466t，占總數(shù)的52.7%，年注汽量89.4×104t，占總注汽量的61.8%。其中部分區(qū)塊由于采出程度高，地層壓力低，處于吞吐開發(fā)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(qū)塊屬于難采儲量區(qū)塊，由于原油粘度高，油層薄，開發(fā)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(tǒng)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(chǎn)油5.46×104t，注汽量56.3×104t，占?xì)g東稠油吞吐產(chǎn)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(chǎn)油1.44×104t，注汽量21.5×104t，占?xì)g東稠油吞吐產(chǎn)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(chǎn)油2.2×104t，注汽量20.3×104t，占?xì)g東稠油吞吐產(chǎn)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(chǎn)油1.8×104t，注汽量14.5×104t，占?xì)g東稠油吞吐產(chǎn)量的4.6%，注汽量的10.3%。

三、提高油汽比技術(shù)研究

（一）優(yōu)選注汽井，低于極限油汽比井間歇注汽

低于經(jīng)濟(jì)極限油汽比的油井，根據(jù)油井生產(chǎn)情況實(shí)施間歇注汽，延長油井生產(chǎn)時間，提高油汽比。間歇蒸汽就是在地下溫場已經(jīng)建立的條件下，利用近井和遠(yuǎn)井地帶的壓差，通過關(guān)井恢復(fù)近井地帶含油飽和度，即油井關(guān)井一段時間，恢復(fù)地層壓力，待井筒附近原油重新聚集后再恢復(fù)吞吐生產(chǎn)。

（二）優(yōu)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(bǔ)層、堵水等資料，搞清主力層或潛力層的基礎(chǔ)上，實(shí)施分注或單注。

2、水平井多點(diǎn)注汽

水平井井溫剖面監(jiān)測資料統(tǒng)計，籠統(tǒng)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(jù)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(shè)置2～4段篩管控制各點(diǎn)注汽量。實(shí)施多點(diǎn)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(shí)施17口，產(chǎn)油量17500噸，油汽比可達(dá)0.42，與上周期相比提高0.12。

3、組合注汽

稠油區(qū)塊由于井距小、縱向或平面上的非均質(zhì)性及壓力不均易形成汽竄，汽竄后往往具有方向性、重復(fù)性和可逆性， 造成熱能和原油產(chǎn)量的損失。 實(shí)施井組組合注汽，在同注、同燜、同采過程中，油層壓力呈現(xiàn)出規(guī)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(dá)到改善吞吐效果的目的。

組合注汽選井原則：

（1）油層分布穩(wěn)定、連通性好，油層壓力接近，且井間易發(fā)生汽竄，具有多向性。（2）井下技術(shù)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(yīng)控制在3～5口井。

在汽竄較嚴(yán)重的歡127和杜813塊實(shí)施組合注汽。全年可實(shí)施20個井組，預(yù)計節(jié)約注汽量20%，油汽比提高0.1。

4、優(yōu)化注汽參數(shù)

（1）注汽壓力

增加注汽壓力可提高注汽速度，減少熱損失，擴(kuò)大加熱范圍，但注汽壓力過高又可造成油層破裂，導(dǎo)致注入蒸汽竄流到遠(yuǎn)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(dāng)油井開井生產(chǎn)時，由于井底壓力降低，裂縫將重新閉合，從而使注入到遠(yuǎn)離井筒的蒸汽凝結(jié)成水被封固在原地，發(fā)揮不了應(yīng)有的作用。壓力過高還可導(dǎo)致水竄、固井質(zhì)量變差、套變等后果。因此，注汽壓力應(yīng)小于地層破裂壓力，應(yīng)控制在破裂壓力的85%以內(nèi)。

（2）注汽強(qiáng)度（注汽量）

一般直井合理注汽強(qiáng)度為90～120t/m ，水平井為7～10t/m。但應(yīng)注意以下幾點(diǎn)：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(dǎo)致注汽壓力過高，吞吐效果較差，因此按照周期注入量倍數(shù)（即本周期/上周期注汽量）與采注比關(guān)系進(jìn)行優(yōu)化。c、處于邊水、底水附近或距出水井較近的油井，應(yīng)采取短周期吞吐，即減少周期注汽量，縮短生產(chǎn)時間，以達(dá)到減緩水的推進(jìn)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(chǎn)量越高。因此，優(yōu)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(fā)效果。超稠油對溫度變化敏感性強(qiáng)，因此杜813塊井底干度應(yīng)不低于40%，其他區(qū)塊井底干度應(yīng)不低于30%

四、提高油汽比技術(shù)應(yīng)用及效果評價

（一）實(shí)施情況

通過提高油汽比技術(shù)實(shí)施應(yīng)用，2009年歡東稠油吞吐年注汽546井次，年注汽量96.38×104t，年產(chǎn)油30.2×104t，年油汽比0.31。與2008年相比產(chǎn)量相對穩(wěn)定，開發(fā)指標(biāo)提高。

（二）經(jīng)濟(jì)效益分析

通過實(shí)施以上技術(shù)，提高了歡東稠油吞吐油汽比，節(jié)約了注汽量，改善了稠油吞吐開發(fā)效果。2009年全年節(jié)約注汽量45×104t，減少作業(yè)井次178井次，節(jié)約創(chuàng)效5076.7萬元。

五、結(jié)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(fā)效果，提高經(jīng)濟(jì)效益。

（2）水平井采用多點(diǎn)注汽可以使水平段均勻吸汽，提高動用狀況，改善生產(chǎn)效果。

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