欒冬梅

[摘要]：草33區(qū)塊地理位置位于東營市南部的廣饒縣北部，樂安油田中部，草20區(qū)塊東南部，主要含油層系為上第三系館陶組。油藏類型為：砂礫巖構造-地層特稠油油藏。2010年4月投產，根據(jù)草33已結束周期油井效益評價分析認為：常規(guī)轉周極限油汽比為0.25，工藝措施轉周極限油汽比為0.30。統(tǒng)計草33單元已結束周期井，低（無）效益井占到了26.8%，故采用優(yōu)化注汽量的措施并取得了一定效果。

[關鍵詞]：特稠油 注汽量 優(yōu)化

第1章：草33區(qū)塊情況簡介

1.1.地質概況

草33區(qū)塊地理位置位于東營市南部的廣饒縣北部，小清河穿越其中，構造上位于東營凹陷南斜坡草橋—純化鎮(zhèn)斷鼻帶東部，樂安油田中部，草20區(qū)塊東南部，主要含油層系為上第三系館陶組 。草33頂面埋深860～900m。Ng1、館2砂體頂面微構造形態(tài)特征相似，微構造形態(tài)具有繼承性。館1埋深860-895m。館2埋深880-900m。館1儲層全區(qū)穩(wěn)定分布，向邊部逐漸變薄，厚度一般3.0-8.0m。館2儲層全區(qū)穩(wěn)定分布，向邊部逐漸變薄，厚度一般4.0-8.0m。草33單元原油密度：0.9540-0.9901g/cm3，凝固點：11℃到42℃， 50℃地面脫氣原油粘度：1800-31000mPa·s（館一1800-12000，館二10000-31000）。草33區(qū)塊館一、館二層原油粘度平面上由南向北逐漸變稠。

油藏類型：油藏類型為：砂礫巖構造-地層特稠油油藏。

1.2.開發(fā)歷程

1.2.1.試油試采階段（1977.8-2002.11）

1977年8月開始對草33井進行試油，1987年7月對草30井進行試油。其中草33井熱采試油日產16.2t，累油340t，取得較好效果。

草33區(qū)塊于1991年3月開始投入試采開發(fā)。先后投產3口直井（草20-19-15、草33、草20-18-16井）。投產初期平均日液17.7t/d，日油10.9t/d，含水38.4%。后來由于井況和地面原因均關井，通過試采，認識到直井熱采開發(fā)效果較差。

1.2.2.水平井開采階段（2010.4-目前）

草33區(qū)塊于2010年4月開始正式投入熱采開發(fā)。截至目前，草33單元共計投產36口水平井，其中館陶一層位油井22口，館陶二層位油井14口，累計注汽87井次，累注汽19.0804×104t，累采油7.8145×104t，累采水10.9632×104t，累積油汽比0.41t/t，累回采水率57.5%，開發(fā)效果較好。

1.2.3.開發(fā)形勢及開發(fā)現(xiàn)狀

草33單元自2010年4月投產以來，開井數(shù)，日液，日油和綜合含水整體呈上升的形勢，目前，草33單元開井27口，日液473.5t，日油147.5t，含水31.2%。館一累注汽9.9675×104t，累采油4.0438×104t，累采水5.8544×104t，累計油汽比0.41t/t，累計采水率58.7%；館二累注汽9.1129×104t，累采油3.7707×104t，累采水5.1088×104t，累計油汽比0.41t/t，累計采水率56.1%。

1.2.4.注汽量優(yōu)化原因及因素確定

根據(jù)草33已結束周期油井效益評價分析認為：常規(guī)轉周極限油汽比為0.25，工藝措施轉周極限油汽比為0.30。統(tǒng)計草33單元已結束周期井，低（無）效益井占到了26.8%，所以草33油井注汽量需要優(yōu)化。

影響注汽質量的主要參數(shù)是：注汽量、速度、干度、燜井時間四項。其中周期注汽量是影響產量的敏感參數(shù)，一般來說，隨著周期注汽量的加大，加熱半徑將增大，累積產油量也將增大，當周期注汽量超過一定值以后，周期油汽比將變小，即理想狀態(tài)下的注汽量-油汽比關系曲線會出現(xiàn)拐點，呈逐漸降低的趨勢，該點的每米注汽量就是注汽量上限。

第2章：草33區(qū)塊館陶組注汽量優(yōu)化

2.1.草33館陶1層油井注汽量優(yōu)化

根據(jù)原油粘度6000mPa·s、油汽比0.30劃線將館陶一層位油井結束周期分成四個區(qū)域。

（1）.油層有效厚度4-6米、地面原油粘度大于6000mPa·s

從油層有效厚度4-6米、地面原油粘度大于6000mPa·s散點圖可以看出：注汽量在2000方（粘度10000mPa·s）周期效果最好，隨注汽量增加，油汽比反而下降。

（2）. 油層有效厚度4-6米、地面原油粘度小于6000mPa·s

從油層有效厚度4-6米、地面原油粘度小于6000mPa·s散點圖可以看出：該范圍油井原油粘度低，較相同厚度油層油井注汽量偏高，導致油汽比偏低。

（3）. 油層有效厚度2-4米、地面原油粘度小于6000mPa·s

從油層有效厚度2-4米、地面原油粘度小于6000mPa·s散點圖可以看出：該范圍油井原油粘度非常低，注汽量在1200方左右周期效果最好，注汽量越高油汽比越低。

2.2.草33館陶2層油井注汽量優(yōu)化

根據(jù)原油粘度20000mPa·s、油汽比0.30劃線將館陶二層位油井結束周期分成四個區(qū)域[2]。

（1）. 油層有效厚度大于6米、地面原油粘度大于20000mPa·s

油層有效厚度大于6米、地面原油粘度大于20000mPa·s：該范圍油井原油粘度大，注汽量在2600方左右（粘度30000mPa·s）周期效果最好，注汽量應隨原油粘度增加而適當增加。

（2）. 油層有效厚度4-6米、地面原油粘度大于20000mPa·s

油層有效厚度4-6米、地面原油粘度大于20000mPa·s：該范圍油井原油粘度大，注汽量在2500方左右（粘度20000mPa·s）周期效果最好，注汽量應隨原油粘度增加而適當增加。endprint

（3）. 油層有效厚度4-6米、地面原油粘度小于20000mPa·s

油層有效厚度4-6米、地面原油粘度小于20000mPa·s：該范圍油井原油粘度大，注汽量在2200-2400方（粘度20000mPa·s）周期效果最好，注汽量應隨原油粘度增加而適當增加。

（4）. 油層有效厚度2-4米、地面原油粘度小于20000mPa·s

油層有效厚度2-4米、地面原油粘度小于20000mPa·s：該范圍油井原油粘度較大，注汽量在2300方（粘度15000mPa·s）周期效果較好，注汽量應隨原油粘度增加而適當增加。

第3章：應用情況

3.1.草33單元2012年注汽量優(yōu)化完成情況及效果評價

草33單元2012年計劃注汽62井次，計劃注汽量14.78萬噸，截至5月，計劃注汽25井次，實際完成26井次，超計劃1井次，計劃注汽量4.93萬噸，實際完成5.07萬噸，欠計劃1.09萬噸。

3.2.實例說明

（1）注汽量上升：

根據(jù)草33單元汽量優(yōu)化原則，草20-平89井位于館陶二層位，儲層厚度6米，原油粘度15989mPa·s，應配注2600噸。該井目前生產第三周期，注汽量由上周期的1700噸上升至本周期的2000噸，上升了300噸，周期產量由531噸上升至892噸，日均油由4.7t/d上升至7.8t/d，油汽比由0.31上升至0.45，汽量優(yōu)化效果明顯。

（2）注汽量下降：

根據(jù)草33單元汽量優(yōu)化原則，草20-平111井位于館陶二層位，儲層厚度4-6米，原油粘度33598mPa·s，應配注2600噸。該井目前生產第四周期，注汽量由上周期的2500噸下降至本周期的2000噸，下降了500噸，周期產量由408噸上升至490噸，日均油由4.2t/d上升至6.6t/d，油汽比由0.16上升至0.24，汽量優(yōu)化效果明顯。

第4章：推廣前景

通過對注汽量優(yōu)化井效果分析，初步得出以下結論：

1、對草33油井常規(guī)轉周井提高注汽量后，油井周期生產效果良好，油汽比有提升，同時周期生產時間顯著延長，周期產油量增加，優(yōu)化效果顯著。

2、對草33油井常規(guī)轉周井降低注汽量后，部分油井周期油汽比略有提升，極大的降低了注汽成本，實現(xiàn)了“節(jié)約一方汽”的目標。endprint