影響稠油藏蒸汽吞吐效果的因素分析

武凡皓

摘要：本文針對某油田稠油區(qū)塊開發(fā)后期，蒸汽吞吐效果逐年變差的情況，從地質(zhì)、注入工藝和現(xiàn)場管理三方面入手，分析了影響蒸汽吞吐效果的多種因素，并提出了三項改善開發(fā)效果的技術(shù)，為后期提高稠油油藏開發(fā)效果提供了借鑒作用。

關(guān)鍵詞：蒸汽吞吐;稠油;效果;影響因素

1 地質(zhì)特點

歡西油田稠油藏是復(fù)雜的斷塊油藏，分布在遼河斷陷西部凹陷西斜坡的上臺階，主要受四條三級斷層控制，共有19個開發(fā)單元。發(fā)育四套含油層系，含油面積31.37Km2，地質(zhì)儲量12160×104t，油藏埋深在660m-1286m。油層物性差異大，孔隙度在19.0%-37.5%，滲透率0.39μm2-1.2μm2。原油物性差別也比較大，原油密度在0.945g/cm3-0.994g/cm3，地層原油粘度在420mpa.s-85981mpa.s，含蠟量1.76%-4.18%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量22.3%-46.1%，油藏類型多為邊底水油藏。

2 地質(zhì)因素對蒸汽吞吐效果的影響

原油粘度和相對密度。稠油的特點是原油粘度高和相對密度大，注蒸汽的過程就是降粘過程，從原油的粘溫曲結(jié)線上可以看出，原油粘度越高，原油達(dá)到可流動的粘度，所要求的溫度越高，注汽后生產(chǎn)時間越短。從稠油區(qū)塊的生產(chǎn)來看，原油粘度越大，周期越短，采收率越低，如錦45塊于Ⅰ組原油粘度為 7697mPa.s，興Ⅰ組原油粘度494mPa.s，于Ⅰ組周期產(chǎn)油量和采收率均低于興Ⅰ組。于Ⅰ組周期產(chǎn)油量為2991t，采收率為29.9%，興1組周期產(chǎn)油為4208t，采收率為41.7%。

油層非均質(zhì)性。稠油區(qū)塊油層非均質(zhì)性非常嚴(yán)重，油層滲透率級差都在10000以上，油層注入高溫高壓蒸汽后，近井地帶相當(dāng)距離內(nèi)的地層溫度升高，將油層及原油加熱，注入油層的蒸汽先進(jìn)入高滲透層，從油井吸汽剖面來看，滲透率大于1000mD的油層吸汽好，滲透率500-1000mD的油層吸汽較差，滲透率小于500mD的油層基本不吸汽。同時由于蒸汽的密度小，蒸汽將向油層頂部超覆，油層加熱并不均勻，從稠油井所測吸汽剖面來看，上部油層比下部油層吸汽好[1]。

地層壓力。稠油蒸汽吞吐是一種降壓開采的采油方式，隨著周期的增加，地層壓力不斷下降，造成油井生產(chǎn)壓差下降，對油的舉升能力下降，油井產(chǎn)量低，周期短，油汽比下降。目前稠油區(qū)塊地層壓力水平在4MPa以下，局部地區(qū)地層壓力已下降到2MPa，造成低產(chǎn)低效井逐年增加。

地層水。油吞吐井一旦有地層水侵入，注汽就達(dá)不到預(yù)計的效果。這主要是注汽時由于水的流動阻力小，熱焓大，大量的熱能被水吸收，生產(chǎn)時，由于水的粘度比油的粘度小，又抑制了油的流動。

3工藝參數(shù)對蒸汽吞吐效果的影響

蒸汽干度對吞吐效果的影響。用數(shù)模和物模技術(shù)研究及大量現(xiàn)場生產(chǎn)實踐的結(jié)果都表明，保證井底蒸汽干度在較高水平非常重要，蒸汽干度是影響蒸汽吞吐效果的首要因素，因為干度不同，蒸汽中的熱焓不同，壓力12MPa時，10%干度的蒸汽熱焓為1602.7KJ/Kg，50%干度的蒸汽熱焓為2085.9KJ/Kg，70%干度的蒸汽熱焓為22327.4KJ/Kg。在同等注汽量下，增加注汽干度就等于增加注入熱量，增大了加熱半徑[2]。

注汽量對吞吐效果的影響。用數(shù)學(xué)模型研究注汽量對吞吐效果的影響，結(jié)果表明，在同樣的井底干度下，注汽量增加，吞吐增產(chǎn)油量增加?，F(xiàn)場實踐和研究結(jié)果表明，注汽量不能太小，否則峰值產(chǎn)量低，增產(chǎn)周期短，周期累積產(chǎn)量低，但也不能太高，太高后雖然周期產(chǎn)油高，但油汽比低。

注汽速度對吞吐效果的影響。注汽速度要適當(dāng)，注汽速度太低井筒熱損失過大，太高則可能使注汽壓力過高而超過油層破裂壓力而壓開油層，導(dǎo)致油層注汽中產(chǎn)生汽竄。數(shù)模研究表明，在同樣的注汽干度和注汽量下，注汽速度對吞吐效果形響很小。

4 生產(chǎn)管理因素對蒸汽吞吐效果的影響

隔熱管保溫性對吞吐效果的影響。室內(nèi)試驗發(fā)現(xiàn)，隔熱管的導(dǎo)熱系數(shù)隨著使用時間的增加而增大，隔熱效果明顯變差，以遼河Ⅲ型隔熱管為例，使用前隔熱管導(dǎo)熱系數(shù)為0.0485（w/m.k），使用后導(dǎo)熱系數(shù)為0.0768。主要原因是高溫高壓下氫離子對鋼管的滲透作用，熱油管在井下使用一段時間后，將有部分氫離子滲透到內(nèi)外管的隔熱層中，形成導(dǎo)熱系數(shù)較大的氫氣分子，增加了隔熱管的導(dǎo)熱系數(shù)，在使用中，隔熱管的質(zhì)量必須檢驗，如果有機(jī)械損傷必須更換，即使良好的隔熱管，也有一定的使用壽命，老化的隔熱管應(yīng)及時更換[3]。

注汽管線熱損失對吞吐效果的影響。目前區(qū)塊大部分區(qū)塊采用大爐子注汽，導(dǎo)致部分井離注汽爐較遠(yuǎn)，由于管線具有一定導(dǎo)熱系數(shù)，管線越長，管線熱損失越大，對注汽效果形響越大，特別在冬季，由于氣溫低，熱損失更大，從區(qū)塊油汽比來看，冬季油汽比明顯低于夏季油汽比。

注汽周期對吞吐效果的影響。不論那個周期，油井都有低產(chǎn)期，低產(chǎn)期的主要特征是產(chǎn)液量低，日產(chǎn)油低，但含水較高，對未見水的油井來說，所產(chǎn)水主要是注汽水，如果盡早結(jié)束周期，注汽水就會聚集在近井地帶，使近井地帶含水飽和度升高，影響以后的吞吐效果。由于低產(chǎn)期油井管理比較困難，油井容易出現(xiàn)泵漏等問題，部分井泵漏后直接注汽，即影響本周期注汽效果，也影響以后的注汽效果。

射孔厚度對吞吐效果的影響。要蒸汽具有上浮作用，上部油層吸汽好于下部油層，因此對于井段長，油層厚度大的油藏，射孔時要確定合理的射孔厚度，根據(jù)油層吸汽情況，射孔厚度15-20m吸汽情況較為理想。另外數(shù)模物模研究表明，對于不同沉積韻律的油藏，射孔方式要有所區(qū)別，正韻律的油藏可全部射開，反韻律油藏，射開下部3/4或1/2吞吐效果要比全部射開好。

5 改善蒸汽吞吐效果技術(shù)

針對性地改善縱向吸汽程度。針對部分井縱向上非均質(zhì)較嚴(yán)重，高、低滲層吸汽差異大的問題，對具備卡封條件、隔夾層發(fā)育的油井采用分層注汽、選層注汽工藝，不具備卡封條件、隔夾層不發(fā)育的油井采用高溫暫堵、高溫調(diào)剖改善縱向吸汽狀況，提高縱向儲量動用程度。

蒸汽吞吐化學(xué)助排。針對高輪次井地下存水多、油品性質(zhì)較差，采取磺酸鹽、薄膜擴(kuò)展劑、MG固體氣源等化學(xué)助排措施，抑制形成高粘油包水乳狀液，溶解近井地帶的重質(zhì)組分，降低油水流度比，增加流體返排能力;針對部份油井油層泥漿污染嚴(yán)重，采取泥漿綜合解堵措施[4]。

參考文獻(xiàn)：

[1]張銳.稠油熱采技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：1～3.

[2]劉文章.中國稠油熱采現(xiàn)狀及發(fā)展前景[J].世界石油工業(yè)，1998，14（5）：15～18.

[3]吳奇，張義堂，任芳祥，等.國際稠油開采論文集[C].北京：石油工業(yè)出版社，2002：36～44.

[4]劉文章.熱采稠油油藏開發(fā)模式[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998：8～9.