邱正勇

（中國(guó)石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

丫角油田位于潛江凹陷西斜坡，丫角－后港低凸起，是一小型平緩、被正斷層切割的短軸背斜構(gòu)造，含油面積2.3km2，地質(zhì)儲(chǔ)量107×104t，是一個(gè)油層埋藏比較淺、油層比較薄、原油粘度一般的普通稠油油田。主力油層為潛31和潛34油組。丫角油田1983年投入試采，1988年投入注水開(kāi)發(fā)，截止到2013年12月油田累積采油

115 966噸，采出地質(zhì)儲(chǔ)量的10.84%，采出可采儲(chǔ)量的95.68%。累積注水1 595 567方，累積注采比1.07。經(jīng)過(guò)近26年的開(kāi)發(fā)，油田呈現(xiàn)出低采出程度（10.84%）、低采油速度（0.22%）、高含水（95.78%）的局面。

針對(duì)目前丫角油田注水不見(jiàn)效、地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度太低的問(wèn)題，在優(yōu)選試驗(yàn)井的基礎(chǔ)上，優(yōu)化蒸汽吞吐參數(shù)，開(kāi)展了3口井的熱采現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 丫角稠油油藏地質(zhì)特征

1.1 油藏類(lèi)型

油藏類(lèi)型可分為四類(lèi)，以構(gòu)造油藏為主，其次為構(gòu)造巖性油藏和巖性油藏、斷層遮擋的巖性油藏、巖性上傾尖滅油藏。由于受斷層及巖性影響，油水界面不統(tǒng)一，各油組有各自的油水界面。

1.2 儲(chǔ)集層物性

儲(chǔ)層的碎屑成分主要為陸源性的石英，長(zhǎng)石次之，膠結(jié)類(lèi)型以接觸－孔隙式為主。儲(chǔ)集層巖性以粗粉砂巖為主，少量泥灰?guī)r和含鮞砂巖。平均孔隙度21.8%，空氣滲透率低，潛31油組為279毫達(dá)西，潛34油組為91毫達(dá)西。儲(chǔ)集層埋深中等:儲(chǔ)集層埋深為800m～1 086m。油層厚度薄，平均有效厚度僅為2.2m。

1.3 流體性質(zhì)

地面的原油粘度高，潛31油組為1 575mPa·s，潛34油組為409mPa·s，屬于普通稠油型，含硫量高，為3.44%～6.131%，地層水總礦化度（17～22）×104mg／l，水型為硫酸鈉型。原油密度為0.977 9g／cm3（31層）和0.936 2g／cm3（34層）。

1.4 地層壓力

油層壓力較低，原始地層壓力10.4MPa，油層溫度為57.3℃。目前地層壓力6.94MPa，地層溫度55℃。

2 丫角稠油熱采工藝配套

2.1 注入工藝

目前，蒸汽注入管柱較為成熟，針對(duì)51／2in套管射孔完井油井進(jìn)行注汽管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)，注汽管柱包括31／2in×23／8in高真空隔熱管、KSS 73型井下熱脹補(bǔ)償器以及Y 331－114熱敏封隔器。保證絲扣密封:隔熱管密封脂采用CATTS－104高溫密封脂。減少井筒熱損失，提高注汽質(zhì)量，保護(hù)油井套管，蒸汽地面注入設(shè)備，注汽鍋爐優(yōu)選亞臨界注汽鍋爐，額定工作壓力21MPa；額定蒸汽溫度374℃；注汽井口采用特種高壓注汽井口裝置。

2.2 轉(zhuǎn)抽工藝

鑒于丫角油田油井斜度大，采用常規(guī)有桿泵轉(zhuǎn)抽工藝，目前注汽后轉(zhuǎn)有桿泵采油技術(shù)已經(jīng)成熟。針對(duì)油井斜度、油稠的特點(diǎn)，抽油桿柱下行困難，桿管偏磨嚴(yán)重，閥爾不能正常啟閉的技術(shù)問(wèn)題，采用大泵徑機(jī)械強(qiáng)啟閉式抽稠泵，降低稠油流動(dòng)阻力，提高抽油泵效率；地面小沖次生產(chǎn)，通過(guò)安裝變頻節(jié)能控制柜，實(shí)現(xiàn)低沖次抽吸，實(shí)現(xiàn)驢頭與光桿同步運(yùn)行；采用長(zhǎng)井段38mm加重桿設(shè)計(jì)，進(jìn)一步提高抽油桿底部加重量，幫助抽油桿下行，從目前的熱采工藝來(lái)看，滿(mǎn)足丫角稠油油藏?zé)岵梢蟆?/p>

3 蒸汽吞吐參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)丫角油田稠油油藏地質(zhì)特征，就丫角稠油油藏

蒸汽吞吐開(kāi)采中可操作的注汽強(qiáng)度、注汽速度、注汽干度以及燜井時(shí)間進(jìn)行了優(yōu)化。

3.1 注入汽量

為了確定合理的注汽量，研究了井底干度60%、每米油層注汽量為200t，按期注汽量依次遞增15%，生產(chǎn)5個(gè)周期的蒸汽吞吐效果。研究發(fā)現(xiàn)隨著每米油層注汽量增加，累積產(chǎn)油量增加，累積油汽比下降，增產(chǎn)油汽比呈現(xiàn)出由低到高、再由高到低的變化趨勢(shì)。因此，在優(yōu)化注汽量時(shí)，既要獲得較高的累積產(chǎn)油量，又要有較高的累積油汽比，增產(chǎn)油汽比也應(yīng)保持在較高水平上。綜合分析確定特薄層稠油油藏合理的注汽量為200t／m。

3.2 注汽速度

對(duì)于特定的油藏，均存在一個(gè)比較合理的注汽速度范圍。研究每米油層注汽量200t時(shí)注汽速度160t／d，生產(chǎn)三個(gè)周期的蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果。結(jié)果表明:隨著注汽速度的提高，產(chǎn)油量增加，油汽比增大。但是，在注汽速度低于160t／d時(shí)，產(chǎn)量增幅達(dá)16.9%；而注汽速度高于160t／d時(shí)，產(chǎn)油量增幅僅2.6%。綜合分析確定超薄層稠油油藏合理注汽速度為160t／d。

3.3 注汽干度

稠油注蒸汽的機(jī)理是加熱降粘。蒸汽干度越高，注入單位體積蒸汽的熱燴值越大，加熱效果越好。研究結(jié)果表明，隨井底蒸汽干度的增加，累計(jì)產(chǎn)油量、油汽比也大幅增加。井底蒸汽干度大于0.6之后，累產(chǎn)油、凈產(chǎn)油的增幅漸緩。

3.4 燜井時(shí)間

燜井時(shí)間的長(zhǎng)短將直接影響注入的熱量是否能有效地加熱油層。如果燜井時(shí)間過(guò)短，注入蒸汽所攜帶的熱量還未能充分交換給油層就開(kāi)井生產(chǎn)，將會(huì)隨著產(chǎn)出液又回采出來(lái)，造成熱能的浪費(fèi)；而燜井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，注入油層的熱量散失增加，起不到充分加熱油層的目的。從燜井時(shí)間優(yōu)化表明，目前丫角油田的最佳燜井時(shí)間約為2－3天。

4 丫角油田薄層稠油熱采試驗(yàn)及效果分析

針對(duì)丫角稠油油藏油層薄、物性差，原油粘度高，儲(chǔ)量難以動(dòng)用，在地質(zhì)認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，優(yōu)選了3口開(kāi)展注汽熱采試驗(yàn)。熱采井儲(chǔ)層物性及原油性質(zhì)如表1所示。

表1 丫角油田儲(chǔ)層物性及原油性質(zhì)

從3口井熱采試驗(yàn)來(lái)看（見(jiàn)表2），熱采油汽比小于0.07，這3口井在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下熱采沒(méi)有經(jīng)濟(jì)效益，主要原因在于稠油油藏天然條件差，油層太薄，物性差，不具備熱采條件。

表2 丫角稠油井熱采效果統(tǒng)計(jì)

1）丫平3井熱采效果。該井熱采出水不出油。原因分析:一是該井熱采油層薄，儲(chǔ)層物性差，該井含油飽和度低，只有37.5%；二是該井層下有大水體，注蒸汽后與水體連通，注蒸汽轉(zhuǎn)抽后大量產(chǎn)水，回采水率高達(dá)1.8。

2）丫27井熱采效果。該井熱采效果差。原因分析:一是從注汽情況來(lái)看，丫27與丫平1油層潛3112連通性很好，井下距離90m，在丫27井注汽達(dá)到一定量后，儲(chǔ)層內(nèi)稠油加熱驅(qū)替到丫平1井筒，最終造成汽竄，轉(zhuǎn)抽后井口溫度很快由58.9℃ 下降到24℃。二是從注氣生產(chǎn)情況來(lái)看，由于該熱采層位薄，儲(chǔ)層物性差，含油飽和低，首次注汽累計(jì)產(chǎn)液172.6t，產(chǎn)油29.4t，油汽比0.05，熱采效果差。

3）丫6－7井熱采效果。熱采效果差。原因分析:從周?chē)途畞?lái)看，丫6－7在油藏高部位，油層薄物性差，從丫6－7生產(chǎn)情況來(lái)看，該井為油水同層，生產(chǎn)含水高，該井熱采效果極差

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）根據(jù)丫角油田稠油油藏地質(zhì)特征，就丫角稠油油藏蒸汽吞吐開(kāi)采中可操作的注汽強(qiáng)度、注汽速度、注汽干度以及燜井時(shí)間進(jìn)行了優(yōu)化。通過(guò)熱采工藝配套，目前熱采工藝能滿(mǎn)足丫角稠油油藏開(kāi)采技術(shù)要求。

2）丫角稠油油藏油層薄、物性差，原油粘度高，在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下不適應(yīng)熱采，丫角稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐表明，單井熱采效果與油層厚度、物性、含油飽和度密切相關(guān)，下步需建立薄層稠油油藏?zé)岵珊Y選標(biāo)準(zhǔn)，以指導(dǎo)特薄層稠油經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)。

［1］苗振寶.特薄層稠油油藏開(kāi)采技術(shù)研究［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2009（03）:279－281.