尹小梅

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勝利油田稠油蒸汽吞吐提升開發(fā)質(zhì)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(fā)效益較差，為此，針對不同開發(fā)矛盾制定不同油藏類型提質(zhì)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(diào)堵、組合吞吐、分層注汽、優(yōu)化注入劑類型及用量來調(diào)整?，F(xiàn)場實踐表明，采取相應(yīng)提質(zhì)增效對策既可明顯改善開發(fā)效果、增加產(chǎn)量，又可減少不必要的投入，增加經(jīng)濟效益。

勝利油田；蒸汽吞吐；技術(shù)對策

“十五”以來，勝利油田稠油熱采產(chǎn)量持續(xù)攀升，年產(chǎn)油量由2001年的144×104t增加到2014年的527×104t，為油田穩(wěn)產(chǎn)做出了重要的貢獻。勝利油田稠油熱采產(chǎn)量以蒸汽吞吐為主，2014年蒸汽吞吐產(chǎn)油達到420×104t；但隨著蒸汽吞吐輪次的增加，單井日產(chǎn)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(fā)效益差。為了稠油油藏的高效開發(fā)和經(jīng)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(chǔ)上，開展稠油蒸汽吞吐“提質(zhì)增效”對策研究，為稠油油藏的開發(fā)提供技術(shù)支持。

1 蒸汽吞吐效益評價

采用與油井相關(guān)的直接成本計算經(jīng)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(wù)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(chǎn)液量分攤，取值依據(jù)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(chǎn)必須發(fā)生的費用，包括油井的維護性作業(yè)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(shù)取值分別為固定成本40×104元/(井·年)，周期天數(shù)260 d，單井轉(zhuǎn)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(jié)果分析了勝利油田2014年底蒸汽吞吐井4 193口井的經(jīng)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(jù)經(jīng)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(zhì)特點、油藏類型以及開發(fā)狀況等指標進行統(tǒng)計，綜合分析無效井的無效原因并進行分類，具體統(tǒng)計結(jié)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(chǎn)油能力大約在1.5 t，不能滿足開發(fā)的需求和經(jīng)濟效益最大化。從分析結(jié)果來看無效原因主要是受邊底水入侵、注采參數(shù)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(yīng)的提質(zhì)增效對策是提高稠油蒸汽吞吐開發(fā)效益的關(guān)鍵。

表2 無效井無效原因統(tǒng)計（40$/bbl）

3 提質(zhì)增效對策研究

針對無效井無效原因和不同區(qū)塊的開發(fā)矛盾，制定了相應(yīng)的提質(zhì)增效對策，并利用數(shù)值模擬方法對不同對策的機理及技術(shù)政策界限進行了探索。

3.1 抑制底水入侵技術(shù)對策

底水油藏高含水無效益井停井一段時期再開井生產(chǎn)[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(chǎn)量。通過數(shù)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(guān)井2年再開井生產(chǎn)[4-7]。

圖1 不同原油性質(zhì)油藏厚度與停井時間關(guān)系

3.2 注采參數(shù)優(yōu)化技術(shù)對策

統(tǒng)計現(xiàn)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(chǎn)油關(guān)系，統(tǒng)計顯示，不同原油黏度、不同油層厚度油藏存在最優(yōu)注汽強度，普通稠油油藏油層厚度為10~15 m時最優(yōu)注汽強度為170~200 t/m。實際注汽強度大于或小于最優(yōu)注汽強度，均會使油汽比降低，經(jīng)濟效益變差。最優(yōu)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(shù)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(yīng)對不同原油黏度油藏采用最優(yōu)注汽量，實現(xiàn)經(jīng)濟效益最優(yōu)。

圖2 原油黏度與吞吐周期注汽量增幅關(guān)系

對于特超稠油[10]，通過數(shù)值模擬建立了不同原油黏度下的注入劑類型優(yōu)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(fā)效果，提高經(jīng)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(fā)；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(yōu)化圖版

3.3 提高縱向動用程度技術(shù)對策

層狀油藏[7]層間具有非均質(zhì)性，籠統(tǒng)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(xiàn)縱向各層的均衡動用。通過數(shù)值模擬建立了分層注汽的技術(shù)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(fā)效果。

4 礦場應(yīng)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(guān)停，2013年3月開井后，峰值日產(chǎn)6.7 t，已累產(chǎn)油2 211 t。2014年勝利油田實施化學調(diào)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(jīng)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(jīng)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(jīng)濟效益76×104元。

5 結(jié)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(chǎn)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(fā)；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。

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編輯：趙川喜

2018–01–05

尹小梅, 碩士，工程師，1985年生，2010年畢業(yè)于中國石油大學（華東）油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事稠油油藏開發(fā)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(shù)”子課題“整裝油田特高含水期提高采收率技術(shù)”(2011ZX05011-002)。

1673–8217（2018）04–0098–03

TE345

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