摘要：受儲層物性、生產(chǎn)井距、采出程度、構(gòu)造高低等差異性影響，L區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)中存在平面汽竄嚴重、縱向吸汽不均及燜井后排液能力差等問題，導(dǎo)致吞吐油汽比低，無法滿足低油價下效益開發(fā)要求，為此開展提高蒸汽吞吐開發(fā)效果技術(shù)研究，包括集團注汽、二氧化碳輔助吞吐注汽以及注汽層位優(yōu)化等，現(xiàn)場應(yīng)用80井次，階段累增油2.41萬噸，噸油生產(chǎn)成本下降60元，效果顯著，可為同類型油藏提供借鑒經(jīng)驗。

關(guān)鍵詞： 稠油熱采;蒸汽吞吐;汽竄嚴重;開發(fā)效果;技術(shù)研究

1、概況

L區(qū)塊屬于中厚層狀純油藏，構(gòu)造形態(tài)3條主斷層形成的單斜構(gòu)造，西北高東南低，地層傾角12～15o，開發(fā)目的層為沙河街組沙三段油層，油藏埋深1950～2300m，上報含油面積3.45平方公里，石油地質(zhì)儲量1125.5萬噸，標定采收率25.0%，可采儲量281.4萬噸。

L區(qū)塊原油性質(zhì)屬于普通稠油，20℃地面原油密度0.9336g/cm3，50℃脫氣原油粘度2200～4500mPa.s，采用蒸汽吞吐開發(fā)，共有油井255口，開井225口，日產(chǎn)液3274噸，日產(chǎn)油465噸，綜合含水85.8%，累產(chǎn)油163.2萬噸，采出程度14.5%，累注汽544萬噸，累吞吐油氣比0.30，回收水率95.3%。

2、開發(fā)中存在問題

經(jīng)過多年蒸汽吞吐開發(fā)，影響L區(qū)塊開發(fā)效果因素主要有三方面：

一是汽竄現(xiàn)象嚴重，影響蒸汽利用率。自投入開發(fā)以來，先后L區(qū)塊經(jīng)歷150m正方形基礎(chǔ)直井網(wǎng)、110m加密調(diào)整直井網(wǎng)、局部75m水平井井網(wǎng)等階段，水平井控制儲量范圍大，直平間注生產(chǎn)井距小，水平井注汽過程中易造成直井汽竄;另外受地質(zhì)特征復(fù)雜影響，直井間井距大小不一，隨著采出程度提高，也會導(dǎo)致相鄰井間汽竄。以2019年為例，全年注汽400井次，發(fā)生汽竄225井次，影響年注汽量15.5萬方，影響年產(chǎn)油量0.85萬噸。

二是儲層非均質(zhì)性嚴重，縱向上吸汽狀況差異大。L區(qū)塊為中厚層狀儲層，各套小層間、同一套層內(nèi)不同部位物性差異大，儲層非均質(zhì)性嚴重，滲透率極差6～50，突進系數(shù)4.5，變異系數(shù)0.98～2.25，注汽過程中縱向上吸汽差異大，高滲層強吸汽，低滲層不吸或弱吸，造成儲量動用不均。經(jīng)統(tǒng)計85口井吸汽、井溫剖面測試資料，直井吸汽厚度占總射孔厚度62.8%，水平井井溫高于120℃井段長度占總長度32.5%，，井溫在80～120℃之間井段占比28.5%，井溫低于80℃井段占比39%。

三是地層壓力低，燜井后排液能力差。蒸汽吞吐屬于地層能量衰竭式開采，地層壓力由原始22.5MPa降至9.2MPa，地層壓力系數(shù)約0.4，處于較低水平，導(dǎo)致注汽燜井后排液困難，影響周期產(chǎn)油量。2019年油汽比小于0.1注汽105井次，占注汽總井次46.7%，低效注汽量13.5萬方，產(chǎn)油量僅1.25萬噸。

3、技術(shù)對策研究

3.1優(yōu)選注汽方式，減緩汽竄程度

受儲層物性、生產(chǎn)井距、采出程度、構(gòu)造高低等差異性影響，注入汽易向構(gòu)造高部位、儲層物性好、采出程度高及生產(chǎn)井距小井汽竄，且隨著注汽吞吐輪次增多，汽竄日益嚴重，由單向汽竄轉(zhuǎn)變?yōu)槎嘞?、多層位汽竄，汽竄井含水上升，日產(chǎn)油量下降，增加大量排水時間，影響生產(chǎn)時率。

為減少井間汽竄影響，對注汽方式優(yōu)化，即采用集團注汽，在對各汽竄井注汽時間優(yōu)化基礎(chǔ)上，將汽竄井同注同采，利用注汽壓力相互封堵汽竄通道，建立區(qū)域壓力場、溫度場，擴大蒸汽吞吐體積，實現(xiàn)區(qū)域孔隙內(nèi)原油整體蒸汽吞吐降粘，改善吞吐效果。

2020年以來，根據(jù)汽竄關(guān)系，建立直直、直平、平平等多個集團注汽單元，共實施集團注汽15輪次，節(jié)省注汽量3.5萬方，增加產(chǎn)油量1.3萬噸，平均單輪次吞吐油汽比0.28，高出區(qū)塊平均水平0.04。

3.2采用二氧化碳輔助吞吐，提高注汽效果

針對多輪次蒸汽吞吐后地層壓力低、排液困難問題，優(yōu)選二氧化碳輔助蒸汽吞吐技術(shù)，改善注汽效果，其主要原理有以下幾方面，一是氣體膨脹，補充地層能量。原油溶解氣體后體積膨脹，未溶解的氣體充填巖石孔隙，提高地層壓力，增大驅(qū)油效率。二是溶解降粘，提高原油流動性。二氧化碳化學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，安全性好，具有較低的臨界溫度（31℃）和壓力（7.4MPa），在超臨界狀態(tài)下，二氧化碳密度近于液體，粘度近于氣體，大幅度增加溶解原油的能力。三是調(diào)整吸汽剖面，提高汽驅(qū)儲量動用程度。二氧化碳氣體聚集在油層頂部，可緩解蒸汽超覆現(xiàn)角，提高儲層動用程度;同時二氧化碳氣體優(yōu)先充填低壓高動用層，提高非主力油層動用程度。

2020年以來，現(xiàn)場共實施二氧化碳輔助吞吐35井次，平均單輪次注汽壓力由9.5MPa上升至10.8MPa，相比常規(guī)蒸汽吞吐，平均單井次增油量150噸，階段累增油5250噸。

3.3優(yōu)化注汽層位，改善縱向上吸汽狀況

針對縱向上吸汽不均問題，直井采用選層注汽、分層注汽以及調(diào)剖注汽等措施，控制高滲層吸汽量，加強低滲層注汽量，實現(xiàn)低滲儲量有效動用;對于水平井，通過開展管外蒸汽竄流的數(shù)值模擬研究，結(jié)合吸汽剖面、溫壓剖面等測試資料，采用選段注汽、兩段分注、多段同注等均勻注汽技術(shù)，提高水平段儲量動用程度。2020年以來，L區(qū)塊共實施直井、水平井注汽層位優(yōu)化30井次，新增吸汽儲量45.5萬噸，平均單輪次周期產(chǎn)油量增加185噸，階段累增油0.555萬噸。

4、實施效果

在上述技術(shù)對策指導(dǎo)下，L區(qū)塊2020年共實施注汽吞吐405井次，累注汽量72.9萬方，注汽產(chǎn)油量19.3萬噸，年油汽比0.265，相比2019年，油汽比提高0.032，噸油成本降低60元，效果顯著，低油價下實現(xiàn)降本增效目的。

5、結(jié)論

本文針對L區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)中存在平面汽竄嚴重、縱向吸汽不均及燜井后排液能力差等問題，開展提高蒸汽吞吐開發(fā)效果技術(shù)研究，包括優(yōu)選集團注汽、二氧化碳輔助吞吐注汽及優(yōu)化注汽層位等，現(xiàn)場應(yīng)用80井次，階段累增油2.41萬噸，噸油生產(chǎn)成本下降60元，效果顯著。

參考文獻：

[1]任寶銘等.CO2輔助超稠油蒸汽吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 新疆石油天然氣.2016（01）.

[2]郭建國.二氧化碳輔助蒸汽吞吐在新灘油田的應(yīng)用研究[J].中國石油和化工標準與質(zhì)量. 2011（12）.

作者簡介：

喬詩涵，女，1990年11月出生遼寧盤錦，漢族，工程師，2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京），現(xiàn)于中國石油遼河油田冷家油田開發(fā)公司采油作業(yè)四區(qū)從事生產(chǎn)地質(zhì)管理工作。