提高稠油油藏開發(fā)效益技術研究

摘要：經(jīng)過多年蒸汽吞吐開發(fā) G區(qū)塊年吞吐油汽比逐年下降，在明確影響吞吐效果因素基礎上，開展提高吞吐效益技術對策研究，包括優(yōu)選注入介質（二氧化碳輔助注汽）、優(yōu)化注汽方式、優(yōu)選注汽層位以及恢復潛力套損井等，取得較好效果，2020年油氣比為0.34，同比提高0.12，創(chuàng)效1800余萬元，實現(xiàn)提質增效目的。

關鍵詞：稠油油藏 注汽吞吐 油汽比 技術研究

1.概況

G區(qū)塊屬于中厚～薄互層狀稠油油藏，上報含油面積3.65平方公里，石油地質儲量1588.5萬噸， 20℃地面原油密度為0.9958g/cm3，50℃原油粘度1.25×104mPa，s，凝固點10.3℃，含蠟量3.6%，瀝青膠質含量45.5%，治理前共有油井125口，開井95口，日產(chǎn)液1280噸，日產(chǎn)油352噸，綜合含水72.5%，采油速度0.81%，累吞吐油汽比0.35，回采水率98%。

2.開發(fā)中存在問題

G區(qū)塊經(jīng)過多年蒸汽吞吐開發(fā)，存在主要問題是年吞吐油汽比逐年下降，以2015年和2019年為例，如表1所示，2019年平均單井注汽量減少150噸，年注汽量增加3750噸，年注汽產(chǎn)油量減少2.94萬噸，年吞吐油汽比減少0.13，年低效、無效注汽井次增多，增加注汽成本，影響吞吐效益，為此有必要開展影響注汽效果因素分析，制定合理的提升注汽效益技術對策，降低噸油生產(chǎn)成本，實現(xiàn)提質增效目的。

3.影響吞吐效果因素分析

3.1汽竄因素

G區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)共有汽竄井75口，占總井數(shù)60%，其中單向汽竄井35口，雙向汽竄井18口，三向汽竄井12口，多向汽竄井10口，年損失注汽量2萬余方，影響年產(chǎn)油0.4萬噸。造成汽竄因素主要三方面，一是平面上沉積微相差異性;二是采出程度差異性;三是構造因素，蒸汽超覆作用易向構造高部位推進;四是儲層非均性質性影響，高滲層相對吸汽量大，相鄰同生產(chǎn)層位井易被汽竄。

3.2地層壓力因素

蒸汽吞吐開發(fā)屬于地層能量衰竭式開采，G區(qū)塊經(jīng)過多年蒸汽吞吐開發(fā)后，地層壓力由原始的13.5MPa降至2.5MPa，下降幅度81.5%，無充足地層能量驅替地層中流體，導致燜井后排液周期長、難度大，影響吞吐效果。

3.3儲層非均質性因素

G區(qū)塊儲層以中厚～薄互層為主，層數(shù)多、厚度小，小于2m的薄層占總厚度65.8%，2.0-5.0m的中厚層占28.2%，大于5m的厚層僅占6%，小層間和同一小層內部不同部位物性差異大，儲層非均質性嚴重，高、低滲層相對吸汽量不均，弱吸汽層、不吸汽層所控制儲量動用程度差。

3.4套損因素

受非熱力完井、套管質量差等因素影響，注汽過程中常出現(xiàn)套損問題，導致無法正常生產(chǎn)，影響吞效果。G區(qū)塊共有套損井20口，全部關井停產(chǎn)，影響年產(chǎn)油量1.5萬噸左右。

4.技術對策研究

4.1二氧化碳輔助吞吐

二氧化碳輔助蒸汽吞吐主要機理有三方面，一是CO2能與原油溶解，淬取原油中低碳鏈碳氫化合物，降低原油粘度5-15%;二是CO2與蒸汽混合后形成混相，具有調整吸汽剖面作用;三是CO2溶脹補能升壓，提高近井地帶儲層壓力，有助于吞吐后排液。2020年以來，現(xiàn)場共實施CO2輔助蒸汽吞吐15井次，平均單井注汽壓力上升1.5MPa，相比常規(guī)蒸汽吞吐，周期產(chǎn)油量增加300噸，油氣比提高0.15，階段累增油量0.45萬噸。

4.2優(yōu)化注汽方式

在落實汽竄關系基礎上，合理優(yōu)化單井注汽運行，確保汽竄井實施同注同采，即集團注汽，利用汽竄井間同時注汽，建立區(qū)域溫度場和壓力場，確保局部地層壓力平衡，擴大注入汽波及和吞吐體積，降低區(qū)域內原油粘度，提高注汽吞吐效果。2020年以來，共對15個井組集團注氣，節(jié)省注汽量1.5萬方，階段累增油0.5萬噸。

4.3優(yōu)選注汽層位

綜合分析注汽井吸汽剖面、井溫剖面及產(chǎn)液剖面等資料，確定縱向上各小層吸汽和產(chǎn)液狀況，對多層段且具備分注條件井實施機械分層注汽、選層注汽，對無法機械分層注汽井實施化學調剖注汽，改善縱向上各小層吸汽狀況，提高儲量動用程度。G區(qū)塊共實施分層、選層及調剖注汽30井次，階段累增油1.0萬噸，平均單井儲量動用程度提高5.0%，油汽比提高0.15。

4.4優(yōu)選套損井復產(chǎn)

利用動靜結合、井震結合等方法，從儲層發(fā)育特征、物性特征、地層壓力、剩余油潛力、作業(yè)難度等方面，綜合分析套損停產(chǎn)井潛力大小，優(yōu)選潛力大、作業(yè)施工難度小、投入產(chǎn)出比高的井優(yōu)先復產(chǎn)，先后對12口井實施套管補貼、小位移側鉆措施，日產(chǎn)油量恢復40噸，階段累增油2.2萬噸。

5.整體實施效果

在上述治理對策指導下， G區(qū)塊2020年注汽185井次，注汽量27萬方，注汽產(chǎn)油量9.2萬噸，年吞吐油汽比0.34，同比增加0.12，噸油生產(chǎn)成本控制在550元以內，創(chuàng)效1800余萬元，效果顯著，低油價下實現(xiàn)降本增效目的。

6.結論

（1）G區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)效果較差，年吞吐油汽比逐年下降;

（2）影響吞吐效果因素主要有汽竄、地層壓力低、儲層非均質性嚴重以及套損頻繁。

（3）開展技術對策研究，包括優(yōu)選注入介質（二氧化碳輔助注汽）、優(yōu)化注汽方式、優(yōu)選注汽層位以及恢復潛力套損井等，取得較好次效果。

參考文獻

[1]王飛.稠油油藏CO2輔助蒸汽吞吐的實驗分析[J].化工管理.2018（12）.

作者簡介：李可寒（1991.1-）男，工程師，2012年畢業(yè)于中國石油大學（北京），現(xiàn)于中國石油遼河油田分公司從事油藏開發(fā)工作。