王佩佩

（中國石化勝利油田分公司東勝精攻石油開發(fā)集團股份有限公司，山東東營 257000）

金家油田金17塊為普通稠油油藏，目前采用水 平井蒸汽吞吐開發(fā)方式。近年來隨著地層能量的降低，熱采效果逐輪下降，且受低油價及高注汽成本的影響，注汽效益變差，注汽工作量大幅下降。目前應用氮氣輔助蒸汽吞吐[1–2]及氮氣泡沫調剖技術[3–7]可有效地改善蒸汽吞吐效果，但由于油藏及油井條件不同，實施效果差異較大，且注汽工藝參數(shù)的確定多依據(jù)現(xiàn)場經驗，缺乏理論依據(jù)。因此，為解決熱采效果及效益，通過優(yōu)化選井、注汽參數(shù)優(yōu)化[8–10]、效果分析[11–12]及效益評價[13–15]等方面研究，以達到改善熱采效果、確保經濟效益的目的。

1 油藏概況

金家油田金17塊Ed3363小層為由南西向北東傾沒的鼻狀構造，南北各受一條北東向斷層控制，同時南部高部位地層受到剝蝕，形成構造–地層圈閉，油藏埋深820.00～950.00 m，地層傾角3°～8°，含油面積3.5為 km2，平均有效厚度為5.57 m，可動用地質儲量為580.11×104t。巖石類型為粉砂巖、細砂巖（含生物碎片），孔隙度為30%～36%，滲透率為 1 500×10-3～3 000×10-3μm2，儲層中等偏弱水敏、強酸敏，原油密度0.965～0.996 g/cm3，原油黏度807～1 904 mPa·s，具有埋藏淺、厚度薄、易出砂、高孔高滲、黏度高的特點。

2009年試采后立即進入產能建設階段，2012年全面進入蒸汽吞吐熱采階段，2016年以后受低油價及高注汽成本的影響，處于少量注汽穩(wěn)產階段。目前油井總井數(shù)為41口，其中，1口直井冷采，40口水平井熱采，表現(xiàn)為采油速度低、采出程度低、單井產能低的開采特點。

2 開發(fā)特征及矛盾分析

分析油井各周期熱采效果，油汽比、峰值產量均有逐輪下降的趨勢，截至2018年12月，40口熱采井中19口處于4周期、4口處于5周期，大部分油井將很快進入4～5周期，隨著吞吐輪次的增加，產量遞減將進一步加快（表1）。

2009年投入開發(fā)以來，地層壓力逐年下降，2018年平均地層壓力為3.95 MPa，能量保持率僅47.0%。截至2018年12月，地層累積虧空50.82×104m3，最大虧空點為2.51×104m3，同時，由于地層虧空的加劇，2018年汽竄現(xiàn)象明顯增多。

表1 金17塊Ed3363小層熱采數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2017年注汽燃料由天然氣代替原油后，注蒸汽成本（注汽勞務費+燃料費）上升117元/ m3，注氮氣成本上升0.6～0.9元/ m3，單井注汽費用150萬元左右，上升約30萬元，導致注汽經濟效益下降，工作量驟減，近三年平均蒸汽吞吐井數(shù)僅9.7口，同比過去減少一半，熱采開發(fā)方式受到限制。

3 注汽選井及參數(shù)優(yōu)化

為在有限注汽工作量的條件下，兼顧油藏開發(fā)及經濟效益需要，從開發(fā)條件選井、經濟效益測算、注汽參數(shù)優(yōu)化方面開展研究工作，以產效益油為目標，篩選吞吐轉周井，提升注汽效果，以期達到開發(fā)與效益的平衡。

3.1 開采動態(tài)數(shù)值模擬研究

利用鉆井、測井、生產動態(tài)等資料，參考前期地質研究成果，進行構造建模及孔滲飽屬性建模，建立油藏地質模型，并進行數(shù)值模擬研究。模型采用角點網格，網格步長為50 m，三維網格為201×24×3，總網格數(shù)14 472個，活網格數(shù)9 099個，模型基本參數(shù)見表2。

通過數(shù)值模擬研究地層剩余油分布及地層壓力場分布，了解區(qū)塊儲量動用及地層能量變化情況（圖1、圖2）?？梢钥闯?，井間及油藏邊部為剩余油富集區(qū)，厚度中心區(qū)域仍有較多剩余油，油藏中心及高部位區(qū)域地層壓降較大，南部剝蝕線附近及低部位地層壓降相對較小。

3.2 開發(fā)條件選井

（1）油汽比：對比分析注汽井各周期熱采效果，拉齊周期吞吐天數(shù)，以當前周期油汽比（選用周期前250 d）為指標選井，同時排除特殊因素對注汽效果的影響，如注汽過程中注汽暫停、生產過程中不正常停井等情況。

表2 油藏模型基礎數(shù)據(jù)

圖1 剩余油分布情況

圖2 地層壓力分布情況

（2）地層虧空：地層虧空的大小可間接反映儲層物性的好壞，因此，在地層虧空較大的區(qū)域選井。

（3）剩余油分布：根據(jù)數(shù)值模擬得到的剩余油分布情況，在含油飽和度相對較高的區(qū)域選井。

（4）有效厚度：本區(qū)塊油層較薄，平均有效厚度5.57 m，82.5%的井水平段長159.50～230.60 m，平均199.40 m，因此，以有效厚度為指標，在有效厚度較大的區(qū)域選井。

（5）地層壓力：本區(qū)塊為彈性能量+蒸汽吞吐開采，可參考靜壓測試資料，根據(jù)數(shù)值模擬得到地層壓力分布情況，在地層壓力相對較大的區(qū)域選井，但需參考近次注汽壓力資料，考慮氮氣增能作用及汽竄現(xiàn)象的影響，避免在地層能量過低的區(qū)域選井。

（6）吞吐輪次：為避免油藏各區(qū)域儲量動用程度的差異過大，選擇輪次相對較低的油井轉周，以均衡油藏各區(qū)域的動用狀況。

以上述6個因素為指標，制定適應于當前開采狀況的參數(shù)標準，形成開發(fā)六因素篩選法，篩選出符合條件較多的油井，具體篩選標準見表3。

表3 開發(fā)條件篩選標準

3.3 經濟效益測算

油氣生產過程中，開采完全成本分為固定成本和操作成本，其中，固定成本包括人工成本和折舊折耗分攤，操作成本包括運行成本（開采每噸油所需的最基本費用，包括油氣提升、處理、拉運等）和增量成本（在運行成本基礎上增加作業(yè)、注汽等措施以提升產量）。根據(jù)“三線四區(qū)”經濟運行模型，只有處于利潤區(qū)的油井，即油井產出收益大于完全成本，才能保證注汽有效益。

因此，根據(jù)投入、產出平衡，注汽措施效益的計算方法如下：

式中：IR為措施收益，元；Qoz為有效期內累計增油量，t；rP為稅后核算油價，元/t；Cy為運行成本，元/t；Cz為注汽措施投入費用，元。

為便于篩選效益井，以上述計算方法為基礎，計算盈虧平衡點、極限油汽比、投資回收期[11–14]，計算公式如下：

式中：BEP為盈虧平衡點，t；Cj為周期極限油汽比；Qjs為周期注汽量，t； Pc為投資回收期，d；qz為預測日增油量，t。

盈虧平衡點為收回措施成本的累計產油量，可判斷油井是否有收回措施成本的生產能力；投資回收期為預計收回措施成本的時間，可判斷油井是否能在較短時間內收回成本；周期極限油汽比為收回措施成本時的油汽比，可作為評價注汽效益的熱采指標。利用以上指標，對篩選井進行經濟效益測算，可剔除無效益、低效益或投資回收期較長的油井。

3.4 注汽參數(shù)優(yōu)化

3.4.1 注汽配套工藝

針對本區(qū)塊地層虧空大、地層能量不足以及汽竄問題，采用氮氣輔助蒸汽吞吐以及氮氣泡沫調剖兩種工藝技術。氮氣輔助蒸汽吞吐技術采用氮氣隔熱+伴注氮氣，起補充地層能量、減少蒸汽熱損失的作用，氮氣泡沫調剖技術采用氮氣隔熱+前置氮氣泡沫+伴注氮氣泡沫，起封堵高滲通道、降低蒸汽流度、調整縱向吸汽剖面的作用。

3.4.2 注汽參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)礦場經驗，本區(qū)塊目前注汽速度9.0 t/h，地面平均注汽干度76%，悶井時間3～5 d，在現(xiàn)有設備條件下可優(yōu)化空間較小。而注汽量（注汽強度）、氮氣量與注汽量的比例（N/S）兩個參數(shù)，既影響熱采效果，又影響注汽費用。因此，選擇處于3周期、水平段長度為204.52～230.60 m、且均勻分布于油藏中的油井5口，通過數(shù)值模擬研究注汽量及N/S對注汽效果及效益的影響。

（1）注汽量（注汽強度）

隨著吞吐輪次的增加，需加大注汽量來擴大油層加熱范圍，以保證熱采效果，但注汽量的增加勢必會造成注汽費用提高，因此，需合理優(yōu)化注汽量，在保證熱采效果的同時，控制注汽費用。2018年吞吐轉周井的注汽強度為11.0～14.3 t/m，平均12.3 t/m。故設置注汽強度分別為 9.5，10.0，10.5，11.0，11.5，12.0，12.5 t/m，注汽速度9 t/h，氮氣量90 000 m3，悶井時間4 d，以相同的注汽參數(shù)模擬蒸汽吞吐2輪。如圖3所示，可以看出，當注汽強度大于11.5 t/m后，周期累計產油的增幅下降，收益明顯降低。因此，4，5周期的注汽強度為10.5～11.5 t/m時，可以在保證一定產油量的同時，達到較高的收益。

圖3 模擬不同注汽強度下的累計產油及收益情況（前300 d）

（2）氮氣量與注汽量比例（N/S）

氮氣可以補充近井地帶地層能量，起到隔熱、助排作用，同時通過氮氣泡沫對汽竄大孔道的封堵，可減少汽竄，保證注汽效果，此外，注氮氣費用相對注汽燃料費用低得多。因此，可以增加氮氣用量、合理調整氮氣量與蒸汽量的混注比例，在提升增油效果的同時，盡可能控制注汽費用。2018年吞吐轉周井的N/S為31～40，平均35。故設置N/S分別為30、35、40、45、50、55、60，注汽強度分別為 10.5，11.0，11.5 t/m，注汽速度9.0 t/h，悶井時間4 d，以相同的注汽參數(shù)模擬蒸汽吞吐2輪。如圖4所示，可以看出，不同注汽強度下，同一周期內收益變化趨勢基本相近，隨著N/S的增加，周期累計產油及收益先上升，后逐步平穩(wěn)，但當N/S過大會導致周期收益下降，綜合考慮認為，4～5周期N/S控制在45～55時，具有較好的注汽效果及收益?？紤]鄰井注汽情況、油井當前日產油水平、地面條件等因素，以三個區(qū)域為中心，合理安排優(yōu)選井吞吐轉周，通過同注同采或區(qū)域性吞吐轉周，保持一定的地層溫度和地層能量進行開采，使注汽熱采效果更佳。

圖4 模擬不同N/S下的累計產油及收益情況（前300 d）

4 礦場效果評價

4.1 熱采效果分析

2019年，金17塊Ed3363小層共實施蒸汽吞吐6口井，采用氮氣泡沫調剖注汽工藝，平均注汽強度11.6 t/m，注汽量2 324 m3，注氮氣量12.09×104m3，N/S為52。同時，為提升注汽效果，采用井筒保干技術減少井筒熱損失，利用變密度打孔篩管實現(xiàn)水平井段均勻吸汽。實施后均未發(fā)生汽竄現(xiàn)象，截至2019年7月，平均累計產油1 387.7 t，累計增油993.7 t，整體熱采效果較好，如表4所示，6口注汽井吞吐周期介于 4～6輪，平均生產周期 196 d，油汽比0.60，回采水率63.4%。周期前150 d油汽比為0.51，與2018年的油汽比0.49相比，熱采指標整體向好。

4.2 經濟效益分析

6口吞吐轉周井平均注汽措施費用為150.09萬元，同比上輪注汽量合計減少976.00 m3、氮氣量合計增加18.41×104m3，注汽+氮氣費用合計減少7.40萬元，注汽作業(yè)成本得到較好控制。截至2019年7月，周期內累計收益380.42萬元， 5口井已實現(xiàn)收益，預計平均單井年創(chuàng)效 119.00萬元，效益良好。

表4 2019年注汽井熱采效果統(tǒng)計

4.3 鞏固措施及下步方向

（1）進一步優(yōu)化N/S：合理N/S是一個動態(tài)變化的參數(shù)，經濟效益受吞吐周期、注汽強度、油價條件的影響較大，下步需繼續(xù)研究多輪次注汽參數(shù)的優(yōu)化，建立相應圖版，便于礦場應用。

（2）注汽干度有待提升：根據(jù)蒸汽吞吐開采方式的特點，隨著吞吐輪次的增加，需逐步增加注汽量，以保證有足夠的熱量加熱更遠的油層。目前本區(qū)塊地面注汽干度控制在76%左右，為進一步提升注汽效果，控制注汽作業(yè)成本，下步可考慮優(yōu)化注汽設備，將注汽干度提升至85%以上。

5 結論

（1）以油汽比、地層虧空、剩余油分布、地層壓力、有效厚度、吞吐輪次6個因素為指標，篩選出開發(fā)條件較好的油井，同時利用盈虧平衡點、投資回收期、周期極限油汽比進行經濟效益評價，可兼顧油藏開發(fā)與經濟效益兩個方面，避免無效或低效注汽措施。

（2）注汽強度、氮氣量與蒸汽量的混注比（N/S）是影響注汽措施效果及效益的重要因素；根據(jù)數(shù)值模擬預測結果，目前4～5周期注汽井的合理注汽強度為10.5～11.5 t/m，N/S為45～55。

（3）注汽參數(shù)優(yōu)化需綜合考慮吞吐輪次、油價等多方面因素，動態(tài)調整注汽強度及N/S，建立多輪次蒸汽吞吐參數(shù)優(yōu)化圖版，為礦場實施提供參考。