肖雄

（遼河油田開發(fā)事業(yè)部，遼寧 盤錦124010）

1 油田概況

油田吞吐稠油整體已進入開發(fā)中后期，主力油藏采出程度高，平均地層壓力明顯下降，平均生產輪次較高，周期產量持續(xù)下降，油汽比接近經濟極限油汽比，急需新技術改善開發(fā)效果，提高效益。持續(xù)的注汽開發(fā)造成部分區(qū)塊汽竄嚴重，且汽竄程度隨吞吐輪次的增加而逐步加深，造成油藏縱向動用不均、平面動用差異大，對油藏整體開發(fā)不利，從而導致低產低效井逐年增多，需要改變注汽方式以實現(xiàn)油藏均勻動用。由于油田鍋爐設備老舊，導致注汽系統(tǒng)熱損失大，鍋爐的平均熱效率較低，距行標還有差距；固定管線千米熱損和活動管線千米熱損失較標準仍存在一定差距，配套工藝急需改造升級。開發(fā)中后期，主力油藏多個井組出現(xiàn)不同程度汽竄，急需攻關新技術保障汽腔均衡擴展，減緩遞減。

2 影響稠油區(qū)塊蒸汽吞吐效果的因素分析

2.1 注汽強度

蒸汽注入強度指的是單位油層厚度注入蒸汽的量。在整個稠油蒸汽吞吐開發(fā)階段，注入量對于開發(fā)效果影響很大。隨著注入量的增加，加熱半徑逐漸增大，增油效果逐漸提高。由于吞吐階段的主要能量主要來自地層的壓實作用，因此當注入量增加到一定值時，增產效果逐漸變差。

根據多年來蒸汽吞吐開發(fā)經驗，在稠油和超稠油生產中，注汽強度是直接影響稠油熱采效果的因素。在一定程度上，周期產油量都與這一階段的注入蒸汽量成正比。一般來說，對于某個稠油油藏，都有一個最佳的注汽量范圍。如果注入量過小，高溫蒸汽的擴散面積小，導致開發(fā)效果變差，累積產油量變低。相反，在一定范圍內，隨著注入量的增加，蒸汽擴散量增大，累積產油量增大。

2.2 注汽速度

高溫蒸汽注入油藏時，加熱半徑的擴展受到多種因素的影響，其中注汽速度是最重要的因素。當鍋爐出口干燥程度大于一定值且鍋爐蒸汽注入壓力為一定值時，隨著蒸汽注入速度的增加，累積產油量增加，但是當蒸汽注入速度大于一定的固定值時，累積產油量增加幅度逐漸降低。

盡管增加蒸汽注入速率可以增加累積產油量，但由于稠油油藏儲層的特性，特別是在蒸汽吞吐的早期階段，如果蒸汽注入速率過高，會導致井底憋壓，使油層在橫向上動用程度不勻，進而影響蒸汽吞吐的開發(fā)效果。因此，在確保井底蒸汽干燥度大于一定值的前提下，不宜采用過高的注汽速度進行開采。根據對礦場測試結果的評估，可以獲得更加合理的注汽速度值。

2.3 地層壓力

稠油、超稠油油藏吞吐開發(fā)是一種降低原有地層壓力的開發(fā)方式。隨著蒸汽吞吐周期的增加，近井區(qū)原油不斷被采出，導致靠近井筒的區(qū)域地下虧損逐漸增加，井筒附近地層壓力不斷下降，油井注汽壓力不斷下降。

地層壓力的降低使原油難以在遠離井口的區(qū)域流動，并且油井的流體供應能力逐漸下降，從而導致某些井組的整體開發(fā)效果不佳。

2.4 單井差異

由于蒸汽吞吐各井組內單井的投產年限有先后之分，油井的生產步調不一致，不僅蒸汽吞吐的輪次不同，而且開發(fā)周期的長短不同，再加上各單井的油藏條件不一致，往往造成單井在組合前采出程度有所不同。每個井組的單井壓降程度，井之間的熱連通程度和虧缺程度存在一定差異，這很容易導致該井組的整體蒸汽吞吐和粉撲發(fā)展效果惡化。

2.5 燜井時間

蒸汽吞吐整個井組中每個油井的注汽量、排量以及生產時間也存在一定差異。不同井蒸汽注入順序的不同通常會導致井組中的某些油井的沸騰時間過長，并且部分熱量被儲層的頂部和底部吸收而導致熱損失，導致油井生產效率低下，進而并影響整個井組的蒸汽吞吐開發(fā)效果。

對于超稠油油藏及稠油油藏，在其他注汽條件不變的情況下，隨著燜井時間的增加，累積產油量有所降低。對于超稠油油藏，為了提高蒸汽吞吐的開發(fā)效果，注蒸汽后應盡快開井投產，使油層處于高溫高壓條件下可以充分利用其進行生產，并且還可以通過自噴去除油層。為了提高油井的采收率，油井中可能存在污染和堵塞。在優(yōu)化注汽參數(shù)的基礎上，通過改變燜井時間來預測單井的蒸汽吞吐效果，可以獲得更合理的燜井時間，從而達到最佳的蒸汽吞吐發(fā)展效果。

圖1 注汽鍋爐運行過程能量損失示意圖

同時由于設備老舊，注汽系統(tǒng)熱損失大，鍋爐平均熱效率為距行標還有差距；固定管線千米熱損和活動管線千米熱損失較標準仍存在一定差距，配套工藝急需改造升級（圖1）。

3 優(yōu)化對策

科學編制注汽方案，主要在“注汽方式、注汽井段、注汽參數(shù)”三個方面上實現(xiàn)優(yōu)化，從源頭上把控注汽量，通過實施井次的增加，節(jié)約了注汽量，從而節(jié)約了較高的注汽成本。

3.1 優(yōu)化注汽方式

一是優(yōu)化注汽方式。針對部分稠油區(qū)塊高孔高滲、井距小、汽竄嚴重的問題，通過針對性開展井型組合、井網組合設計，同注同采，集中建立溫場，抑制汽竄影響，提升開發(fā)效果目標。

直井井網即“直- 直”組合。優(yōu)點是它可以抑制井之間的蒸汽通道并提高蒸汽熱效率。缺點是掃汽量很小，很容易導致儲油罐產量不均勻（圖2）。

圖2 直井井網（“直- 直”組合）

單層水平井是“平直”組合和“平直”組合。優(yōu)點是可以擴大掃汽量，改善油藏生產條件。缺點是，不同層之間的水平井易于通過垂直井引導蒸汽（圖3）。

圖3 層水平井（“直- 平”組合、“平- 平”組合）

多層水平井是“三維”組合。優(yōu)點是容易實現(xiàn)油藏立體加熱、均勻動用，蒸汽熱效率高。缺點是吞吐節(jié)奏較慢，生產運行組織難度較大（圖4）。

圖4 多層水平井（“立體”組合）

3.2 優(yōu)化注汽井段

二是優(yōu)化注汽井段。針對開發(fā)中后期，油藏平面和縱向上動用不均的問題，結合儲層物性及吸氣剖面測試資料，利用分注、選注技術優(yōu)選動用差的目標層段加大注入強度，動用程度高層調減注汽強度。通過實施分類合理的噴油，達到了增油的目的，節(jié)省了噴油量，提高了油汽比。

3.3 優(yōu)化注汽參數(shù)

三是優(yōu)化注汽參數(shù)。統(tǒng)計不同區(qū)塊各周期注汽強度及周期產油量規(guī)律，逐塊制定注汽強度模板，減少低效、無效注汽量，階段優(yōu)化注汽參數(shù)，節(jié)約了注汽量，從而節(jié)約了注汽成本。

（1）合理調整蒸汽定期注入量，以保證地層能量。在同樣的干度下，注汽量越多即注入強度越大，增油量越多，但卻會導致油汽比的下降。整體井組在蒸汽吞吐過程中的注汽速率設計不應隨單井輪的增加而簡單增加，而應從整體井組的角度靈活考慮。

根據數(shù)模結果和現(xiàn)場試驗得知，直井和水平井組合井組中，單井的平均注汽強度基本隨蒸汽吞吐輪次的遞增呈現(xiàn)增加的趨勢，且應該逐漸控制井組總注汽量的遞增幅度。

（2）控制一定的注汽壓力，保證注汽速度和蒸汽的干燥程度，可以有效防止地層出砂。一旦注汽壓力過高，會導致注汽速度過慢，熱損失過大，井底干度難以保證，容易破壞防砂形成砂墻，造成出砂。

（3）蒸汽吞吐和抽吸井組是在單個井中多個蒸汽吞吐和抽吸的組合。大多數(shù)油井的地層壓力和地層赤字低。由于注入了高溫蒸汽，地層原油的粘度降低，油層吸收了蒸汽。容量得到增強。此時，如果適當提高注汽量，則可以減少熱損失，從而達到縮短注汽時間，提高熱能利用率和井組整體生產效率的效果。

（4）提高鍋爐熱效率。通過增大對流段換熱面積，將外排煙氣溫度由最高溫度降低，鍋爐的熱效率有所提高，注汽單耗也有所下降。

提高蒸汽干度。在鍋爐上增加過熱段、汽水分離器、混配器等裝置，通過汽水分離器將干度為75%的濕飽和蒸汽分離成干飽和蒸汽和高溫水，每噸蒸汽可增加熱焓幾萬千焦，從而達到節(jié)約燃氣和節(jié)約燃氣費的目的。

4 結論

4.1 油田吞吐稠油整體已進入開發(fā)中后期，主力油藏采出程度高，平均地層壓力明顯下降，平均生產輪次較高，周期產量持續(xù)下降，油汽比接近經濟極限油汽比，急需新技術改善開發(fā)效果，提高效益。通過優(yōu)化注汽方式。針對部分稠油區(qū)塊高孔高滲、井距小、汽竄嚴重的問題，通過針對性開展井型組合、井網組合設計，同注同采，集中建立溫場，抑制汽竄影響，提升開發(fā)效果目標。

4.2 針對開發(fā)中后期，油藏平面和縱向上動用不均的問題，通過優(yōu)化注汽井段，結合儲層物性及吸氣剖面測試資料，利用分注、選注技術優(yōu)選動用差的目標層段加大注入強度，動用程度高層調減注汽強度。通過實施分類合理的噴油，達到了增油的目的，節(jié)省了噴油量，提高了油汽比。

4.3 統(tǒng)計不同區(qū)塊各周期注汽強度及周期產油量規(guī)律，通過優(yōu)化注汽參數(shù)逐塊制定注汽強度模板，減少低效、無效注汽量，階段優(yōu)化注汽參數(shù)，節(jié)約了注汽量，從而節(jié)約了注汽成本。