1、春风油田排 601 区块蒸汽吞吐参数优化摘 要：春风油田排 601 区块吐谷鲁群组白垩系超稠油水平井在开发过程中遇到北区汽窜严重、急需转换开发方式及东部断层水线突进等技术难题，对注采参数提出了越来越高的要求，本文在参考其他浅层稠油油田蒸汽吞吐开发经验的基础上，分析了影响注汽吞吐效果的因素及最优化的蒸汽吞吐注采参数， 关键词：超稠油 水平井 蒸汽吞吐 注采参数 优化 1 概况 1.1 油藏概况 新疆准噶尔盆地西缘排 601 区块，地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内的前山涝坝镇。构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，排 601 区块白垩系下统吐谷鲁群组砂体油藏埋深-420-610
2、m，K1tg 砂体厚度平均 7.4m，综合分析其油藏类型为浅薄层地层超稠油油藏。 2 蒸汽吞吐采油方法 2.1 蒸汽吞吐技术概念 蒸汽吞吐方法简言之就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入地层，焖井数天，加热油层中原油，然后开井回采。蒸汽吞吐作业的过程可以分为四个阶段，及蒸汽注入阶段，焖井阶段及放喷回采阶段，机抽回采阶段。随着周期生产时间的延长，由于油层中注入热量的损失及产出液带出的热量，被加热的油层逐渐降温，流向近井地带及井底的原油温度下降，粘度增加，油井产量下降。当产量下降到某个界限时（经济极限产量和极限井口温度） ，该周期生产结束，转下一周期蒸汽吞吐。 2.2 蒸汽吞吐开采评价指标 蒸汽吞
3、吐开采效果的技术评价指标主要有：1.周期产油量及吞吐阶段累计采油量；2.周期原油蒸汽比及吞吐阶段累计油气比；3.采油速度；4.周期回采水率及吞吐阶段回采水率；5.原油生产成本；6.吞吐阶段原油采收率；7.油井生产时率及油井利用率； 3 蒸汽吞吐应用现状 3.1 蒸汽吞吐可行性分析 1.常规试采无产能，应立足于热采开发；2.油藏条件符合浅薄层稠油热采开发标准 3.原油粘度对温度敏感，有利于进行热采开发；4.蒸汽驱是提高浅层稠油油藏采收率的主要手段 3.2 蒸汽吞吐应用中出现的问题 3.2.1 井间干扰愈加严重 （1）井间干扰现状：排 601 区块油藏开发过程中油井汽窜、干扰问题严重影响油井开发效
4、果，主要表现为油井注汽或周边邻井注汽过程中发生相互窜扰。汽窜干扰影响油井正常生产，降低油井开采时率，严重者容易造成热量损失、井喷事故。排 601 区块注汽干扰如图 3-2 所示，截止 2013 年 12 月，排 601 区块已出现汽窜干扰 77 井次，影响油井 65口，汽窜严重的区域，汽窜范围达到 2 个井距。 （2）汽窜干扰的原因分析： 1、原油物性影响：排 601 区块油层非均质性强、物性差异大，孔隙度，一般 22.938.6%，平均 35.2%；渗透率，一般 9941948710-3m2，平均 930610-3m2，为高孔、高渗储层 2、排距及井距影响：排 601 区块采用水平井组合交错
5、井网结构，北区井距和排距（100m100m）相对较小，另外钻井轨迹不易控制，造成排距过小。 （3）汽窜干扰的对策： 1.加大排距和井距：为了减少汽窜井的发生，排 601 中区加大了油井井距和排距的距离（120120m） 。从图中可以看出中区汽窜井相对较少。 2.同注同采：对已发生汽窜井实施同注同采可减小汽窜带来的影响。3.氮气泡沫封窜技术：排 601-平 60 井和排 601-平 61 井氮气泡沫封窜试验 4.关井转焖防止井喷事故的发生。 5.选择合理的注采参数：减少油井周期注汽量，控制油井注汽压力及注汽速度。 4 影响蒸汽吞吐效果因素分析及优化 影响蒸汽吞吐效果因素相当多，而且各因素之间又相
6、互影响，给研究工作造成了很大的困难。为此，主要研究了注汽工艺参数对蒸汽吞吐开采效果的影响。着重统计分析了注汽干度、周期注汽量及注汽速度和注汽压力对吞吐效果的影响及并对其进行优化。 4.1 蒸汽干度 理论研究表明，在保持周期总注入量与注汽速度一定的情况下，油井周期产油随井底干度的增加而增加，在蒸汽干度变化初期产油增幅较明显，而当蒸汽干度超过 55%时，周期产油量增幅开始变小，即周期产油量对干度的敏感性降低。因此，对于排 601 超稠油油藏，在热采是必须保证井底干度大于 55%，这样才能取得较好的周期生产效果。 在井口蒸汽干度为 70%，注汽压力为 10Mpa、采用油管加氮气管柱组合的情况下，井底
7、压力为 10.2Mpa、井底温度为 312 摄氏度、井底干度为57.6%、热损失为 5.7%。所以井口注汽干度 70%即可满足排 601 块浅薄层稠油油藏前期蒸汽吞吐注汽的需求。但是考虑到注汽管网等的影响，最优井口注汽干度取值为 75%。 4.2 周期注汽量 在蒸汽吞吐过程中，只有逐周期地增加注汽量，扩大油层中的加热半径，才能保证有足够的可流动的原油，达到蒸汽吞吐降压采油的目的。周期注汽量不能太小，否则峰值产量低，增产周期短，周期累计产量低，现场工作量大；但也不能太高，因为当注汽量达到一定值后，随着周期注汽量的增加，周期油气比和油井开采效益反而下降。注入量应按每米纯油层厚度选定，也即注汽强度，
8、最优范围为 80-120t/m。 4.3 注汽压力及速度 注汽速度主要取决于水相和汽相的渗透率、油层厚度、原油粘度、油层压力、注入压力以及油层的吸汽能力等，可以通过改变井口注汽压力的方法来控制注汽速度。 在注汽量相同的情况下，注汽速度过低，将增加井筒内的热损失，减少井底蒸汽的干度，从而降低了蒸汽吞吐的效果。但注汽速度太高，超高速和超高压力注汽，都会引起油层被破裂，造成裂缝性蒸汽窜流，使蒸汽吞吐后期轮次及蒸汽驱开采阶段的效果恶化，这又要求注汽速度不能太高。 在注汽量为 2000 吨及蒸汽干度为 75%的情况下，分别对以不同注汽速度注汽井进行统计对比，发现随着注汽速度的增加，周期产油量并没有明显的
9、递增趋势。分析原因为排 601 区块油藏埋藏较浅，在采用油管加氮气管柱组合时，井筒热损失较小，因而在较小的注汽速度下，就基本满足了井底蒸汽干度的要求，逐渐提高蒸汽注入速度，蒸汽周期吞吐效果改善不明显。但是提高注汽速度也有缩短油井停产注汽的时间，又有利于增加增产效果。 在排 601 区块吞吐热采时，考虑蒸汽发生器的能力和油层吸汽能力的限制，在采油氮气隔热的条件下，将注汽速度选定在 8t/h 以上，基本控制在 216t/d 左右。注汽压力控制在 911Mpa。 4.4 焖井时间 焖井时间：对于超稠油油藏为了提高蒸汽吞吐效果，应尽可能在注汽后，尽快做好开井投产工作，这样可充分利用油层较高温度和压力条
10、件进行自喷生产，还可以借助油井自喷排除油层中存在的污染堵塞，以使油井高产。对于排 601 区块稠油油藏，最佳的焖井时间约为 1-3 天。 5 结论 同注同采措施、氮气泡沫封窜技术能有效的减弱井间汽窜对油井生产的影响排 601 区块进行蒸汽吞吐开采时，注入蒸汽温度要高、干度要大，优化蒸汽干度为 75%，周期注汽量以 1800-2000 吨为宜，焖井时间控制在 1-3 天之间。 参考文献 1马新仿，王文雄.特、超稠油油井井筒蒸汽参数计算.新疆石油地质.1001-3873（2007）01-0075-03 2王卫红，王经荣等.稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化.石油勘探与开发.1001-0747（2004）02-0104-04
