鄭王莊稠油藏注汽工藝優(yōu)化設(shè)計及現(xiàn)場應(yīng)用

張春英

摘要：近年來，稠油油藏開采越來越成為開發(fā)重點，稠油油藏因地層疏松，原油粘度高，常規(guī)開采方法產(chǎn)量較低，難以突破出油關(guān)，現(xiàn)場往往采用蒸汽吞吐提高產(chǎn)能。稠油蒸汽吞吐是利用利用原油粘度對溫度的敏感性，通過蒸汽的高熱能來降低儲層的原油粘度，從而使原油流向井底的阻力大大減小，是一項系統(tǒng)性、專業(yè)性很強的熱采工藝技術(shù)，隨著稠油開采的不斷發(fā)展，如何優(yōu)化注汽參數(shù)，提高稠油開采效果，成為目前急待解決的一個重要課題。本文以鄭王莊稠油藏注汽為例，分析了影響稠油開采效果的幾個因素，結(jié)合稠油油藏條件，優(yōu)化注汽工藝及參數(shù)，指導(dǎo)稠油開發(fā)生產(chǎn)，有效提高了稠油開采效果。

關(guān)鍵詞：稠油油藏；汽吞吐；注汽參數(shù)；優(yōu)化

1鄭王莊稠油藏地質(zhì)概況

鄭王莊油田沙一段主要儲集層為小型水下扇體及生物灰?guī)r，分布面積較大，是本區(qū)最為重要的含油層系，其巖性主要為生物灰?guī)r和含礫砂巖，油藏屬常溫、常壓系統(tǒng)，油層溫度約65℃左右，壓力為11.27MPa-12.83MPa，原油粘度范圍在194～46586mPa？s（80℃），屬于超稠油范疇。沙三段儲層是本區(qū)的最主要目的層，其巖性主要為含礫砂巖，油藏屬常溫、常壓系統(tǒng)，油層溫度約65℃左右，壓力為12.58MPa-13.75MPa，原油粘度范圍在1310-254650mPa？s（90℃），屬于超稠油范疇。

2影響稠油開采的主要因素分析

由于該區(qū)稠油藏巖性較為復(fù)雜、油性較稠，其稠油開采效果的好壞主要受油藏條件、注汽工藝、注汽質(zhì)量、作業(yè)、采油工藝等多方面因素方面的影響，因此要求熱采工藝設(shè)計針對性要強，特別是注汽參數(shù)的選擇，往往對注汽效果起決定作用。

2.1油藏條件的影響

油藏條件是影響稠油蒸汽吞吐開采效果的內(nèi)在因素，油藏條件包括原油粘度、油層深度、油層有效厚度等。原油粘度的影響對開采效果影響較明顯，原油粘度的高低決定著原油在地層及井筒中的流動能力，粘度越高，原油流動性越差，相同地質(zhì)、注汽條件下的開采效果越差。

2.2采油工藝的影響

通常稠油蒸汽吞吐開采要經(jīng)過“下注汽管柱-注汽-燜井-放噴-壓、洗井-起注汽管柱-下泵-開抽”等過程。在放噴到開抽過程的作業(yè)對稠油開采非常不利：一是放噴到轉(zhuǎn)抽可能持續(xù)時間較長，使高峰產(chǎn)油期縮短；二是在作業(yè)過程中從安全的角度要進行洗井、壓井等工序，正是這些工序?qū)τ蛯釉斐闪死鋫Α?/p>

2.3注汽質(zhì)量的影響

注汽質(zhì)量的好壞決定著是否能使原油粘度有效降低，是稠油蒸汽吞吐開采的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，主要受蒸汽干度、注汽速度及注汽量等參數(shù)影響。

2.3.1蒸汽干度的影響

蒸汽干度是指蒸汽在汽水混合物中的質(zhì)量百分數(shù)，注入蒸汽的干度越高，蒸汽比例越大，蒸汽在油層中冷凝成水的過程中釋放的熱量就越大，因此注汽量相同時，注入高干度蒸汽后使加熱體積更大，溫度更高，峰值產(chǎn)油量和周期產(chǎn)油量相對均要高。另外，由于水蒸汽分子的能量遠遠高于液態(tài)水分子的能量，所以汽態(tài)分子可以進入液態(tài)分子不能進入的微孔隙中，使驅(qū)油效率大大提高。

2.3.2注汽速度的影響

高速度注汽可以減少井筒熱損失和漏失到非產(chǎn)油巖層的熱量，因而在注入相同數(shù)量的蒸汽量，高速度注汽比低速度注汽的加熱半徑大，同時，高速度注汽還縮短因注汽而停產(chǎn)的時間，能使油井早開井生產(chǎn)。在保證高干度注汽的情況下，要想提高注汽速度，就要提高注汽壓力，當(dāng)注汽壓力達到地層破裂壓力值時，可能造成地層的水壓裂而發(fā)生汽竄，這樣反而使加熱半徑受到影響，因此，注汽施工中要參考地層參數(shù)來選擇合適的注汽速度，并根據(jù)注汽壓力在注汽鍋爐允許的條件下隨時調(diào)整注汽速度。

2.3.3注汽量的影響

注入的蒸汽量越多，在一定干度下，其所釋放的熱量越大，對油層的加熱體積也會越大，但并非注汽量越大越好。如果蒸汽注入過量，會使蒸汽—熱水前緣推進較遠，傳遞到頂?shù)讓蛹扒熬壍臒崃吭龃螅⑹咕赘浇暮惋柡投冉档?，從而排水期延長，另外注入過多的蒸汽，在蒸汽干度低，油層條件差的情況下，還會降低注入蒸汽的回采率，給下一周期注汽帶來不利影響。

3注汽參數(shù)及注汽過程優(yōu)化

3.1注汽模擬公式

由于油藏本身有靜壓存在，要使蒸汽注入油層，必須建立一定壓差，以克服一定阻力，蒸汽有效注入油層時要滿足的條件為：

3.3注汽參數(shù)優(yōu)化原則

根據(jù)油層的物性、地質(zhì)情況，分析油井的一些基本數(shù)據(jù)，注汽參數(shù)優(yōu)化有以下原則：

1）減少井筒熱損失，適當(dāng)提高注汽速度，在相同注汽量情況下，注汽速度越高，井筒熱損失越小，油層吸入的熱量就越大，產(chǎn)出的油也就越多；2）注汽壓力在保證油層吸汽的情況下，又不能壓裂油層，如果在注汽時壓開油層，雖然注汽速度能夠提高，短時間內(nèi)產(chǎn)量也可能上升，但因油層破裂時易發(fā)生汽竄，最終使采收率大大降低。因此，優(yōu)化注汽參數(shù)時，還要參考油層厚度，原油粘度等因素。

3.4注汽過程優(yōu)化

注汽過程的優(yōu)化分以下三個階段：

1）試注汽階段：作業(yè)前對地層進行預(yù)處理，擠驅(qū)油劑，防膨劑進行壓力啟動，24小時內(nèi)倒井試注汽，起始注汽前，由于井底油層油較稠可能存在死油區(qū)，使注汽啟動壓力較高。

2）調(diào)整注汽階段：在起始注汽時，情況比較復(fù)雜，應(yīng)根據(jù)鍋爐儀表顯示參數(shù)，及時反饋信息，對注汽參數(shù)進行調(diào)整。

3）均衡注汽階段：該階段注汽參數(shù)趨于穩(wěn)定，注汽達到均衡，一般不建議經(jīng)常改變參數(shù)。因為，經(jīng)常改變注汽參數(shù)，使井底油層壓力產(chǎn)生波動，可能導(dǎo)致油層出砂，最終降低油汽比，影響稠油蒸汽吞吐開采效果。

4現(xiàn)場應(yīng)用及效果評價

鄭32-平6井、鄭6-平31井及鄭32-平1井為鄭王莊稠油藏鉆探的三口開發(fā)水平井。利用注汽模擬公式，對三口井注汽參數(shù)模擬得出數(shù)據(jù)，見表2，根據(jù)模擬出的注汽參數(shù)結(jié)合三口井的鉆完井?dāng)?shù)據(jù)及油層基本參數(shù)，采用以上注汽優(yōu)化方法對其注汽參數(shù)及相關(guān)工藝進行了優(yōu)化，見表3，三口井后分別進行了多輪次吞吐，注汽后取得了較好的效果。其中，鄭32-平6井在第三周期中，采取了提高干度，降低注汽速度的措施，油汽比由0.39提高到1.87。并且該井保持穩(wěn)產(chǎn)狀態(tài)持續(xù)時間較長，保持日產(chǎn)油15-20t，效果明顯。鄭6-平31井，地層壓力較高，在增大注汽壓力和注汽干度的情況下，即使注汽速度、注汽量不太理想，采收率也很高，從表2中可看出，油汽比達到1.14。在第三周期，增加了注汽量和注入速度，但油汽比只有0.24，分析認為，就是注汽壓力和干度太低所致。鄭32-平1井滲透率較高，在第一周期，注汽干度30.6%，影響了吞吐效果，并導(dǎo)致含水高達94.8%，油汽比0.05，在第二周期經(jīng)過注汽參數(shù)優(yōu)化，調(diào)整干度達到71.7%，并將注汽壓力提高為14.0MPa，吞吐效果明顯提高，油汽比達到1.59。