淺層稠油提高采收率途徑分析

DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.11.144

摘 要：新疆油田淺層薄油藏已經歷了31年的開發歷程，其中22年在百萬噸以上，隨著開發時間延長，經濟儲量已全部動用，使近年來油藏遞減速度加快，年產量已下降到百萬噸以下。在沒有新經濟儲量增加的情況下，生產單位通過試驗進行提高單井注入蒸汽干度（高干度注汽）帶來蒸汽效益的提升，同時輔以提壓、選層、分層注汽措施，有效地提升油藏開發品質。公司已連續3年達到100萬t以上，使得其他各項生產經營指標也得以提高，實現了稠油老區有質量、有效益地可持續發展。該做法也可供其他淺層稠油油藏中后期開發提供一定借鑒。

關鍵詞：淺層薄油藏 稠油老區 高干度注汽 選層注汽 提壓注汽

中圖分類號：TE345 文獻標識碼中：A 文章編號：1674-098X（2017）04（b）-0144-02

1 油藏概況及現狀分析

1.1 油藏概況

新疆克拉瑪依油田淺層稠油油藏位于準噶爾盆地西北緣，油藏埋藏淺160～400 m，射開厚度7～20 m，平均有效厚度8.5 m，距克拉瑪依市區約40 km。原油性質具有“三低四高”特點。按開發層塊、原油粘度、油層厚度、儲層物性、生產效果等條件，淺層稠油油藏可劃分為齊古組砂巖普通—特稠油、齊古組砂巖、克拉瑪依組礫巖、石炭系火山巖油藏等5種類型[1]。1984年投入開發以來，經歷了30余年開發歷程，年產量自1989年起已連續22年保持在百萬噸以上。

1.2 現狀分析

截至2015年底，已核實累積產油3 123.29×104 t，總采出程度26.1%。隨著油田開發的不斷深入，優質儲量已全部動用，剩余2 000×104 t未動用儲量多為黏度大于100×104 mPa·s超稠油難采儲量，以現有開發工藝條件與開采手段不足以達到預期開采效果。具體表現為采出程度高、蒸汽注入效果差、老區油藏蒸汽超覆、汽竄、高含水及帶病生產井增多，嚴重制約了老區油井的生產能力。

2 采取的降汽增效措施及分析

2.1 實施提高蒸汽干度注汽

注汽鍋爐是油田注蒸汽熱采的關鍵設備，在2013年前，大多采用普通鍋爐（23 t）向開采層注入干度適當的高壓蒸汽（注入干度≤70℃）進行開采。由于大部分生產井經過多年開采，油藏中輕質組分不斷采出使得地下原油黏度增高，超稠油所占比重加大，原用于開發普通稠油的蒸汽干度標準已不能滿足生產需求，部分難采剩余油仍無法有效驅替。

具體做法：對普通鍋爐進行改造；調整燃燒工況，根據鍋爐天然氣壓力波動、蒸汽出口壓力等情況對鍋爐設備進行調整，使其具備燃燒高干度濕蒸汽。通過調整加控制將飽和蒸汽干度提高了10個百分點，即注入蒸汽干度≥80℃，整體對注入井有效提升注入飽和蒸汽質量，使油藏驅替效果更加完全。效果檢查：超稠油Ⅰ類、特稠油II類（齊古組砂巖普通-特稠油，原油黏度20 ℃>50 000 mPa·s～<20 000 000 mPa·s，產油比例占66.7%）吞吐井提高干度后，注汽效率提升幅度最大，采油水平增加10%；普通稠油井口溫度上升幅度在12 ℃左右、動液面升高；蒸汽驅區域主要表現為井口溫度上升較快、動液面升高。

2.2 實施選層注汽、提高吞吐井剖面動用程度

油井進入高輪次生產期后，儲層非均質性，蒸汽超覆加劇，層間吸汽能力差異進一步加大，油層動用越不均衡。從統計數據和產液剖面資料顯示，油層上部小層產液能力貢獻率占70%，為主要動用層，中、下部油層貢獻率僅占30%。為釋放小層生產能力，改善其吸汽狀況，針對不同沉積特點的油層，對吞吐井采取不同的注汽工藝。參數設計：建立選層注汽篩選標準，儲層跨度大于15 m，隔層厚度大于3 m，采出程度大于20%，6輪以上油井優先選層注汽。具體做法：對反韻律油層的吞吐井在轉輪注汽時加放封隔器，優先對矛盾最突出的下部小層進行單層選注；對復合韻律油層的吞吐井采取滑套式分注合采工藝，改善剖面動用程度。效果檢查：2013—2015年實施選層注汽365井次，累計增油3.8×104 t，措施井油汽比增幅68%，含水降幅5%，吞吐區域油層縱向動用程度提高3.2%，增加可采儲量249.6×104 t。

2.3 實施提壓注汽、提高蒸汽注入有效性

采用一爐多井的注汽方式，受平面非均質性的影響，注汽過程中平面上蒸汽存在偏流，同注的吞吐井吸汽能力差異大，部分井不能有效吸汽，吞吐輪次越高、矛盾越突出；另一方面，滲透率較低的砂礫巖及礫巖油藏由于注入壓力高，管網承壓不能滿足部分油井的有效注汽；但這部分區域滲透率低、儲量高，開發十余年采出程度僅11.3%，油井普遍含水高，油汽比低，有開發前景。為提高此類油井動用程度，采用活動鍋爐對低滲砂礫巖儲層油井進行點對點單爐提壓注汽。通過現場試驗，單井產油水平平均提高1.2 t/d，有效注入井比例提高22%。為了提高措施效益、規模推廣，在砂礫巖油藏取得突破后，通過對吞吐井注汽效果的系統分析評價，建立壓差幅度判別法（見表1）和地層系數差異法，識別因蒸汽偏流導致的“無效、低效”注汽井，將提壓對象由儲層物性差的砂礫巖油藏擴大到砂巖稠油油藏，并以多通閥為單元集中實施，提高了油井注汽時率還節約了搬遷成本。2012—2015年共實施提壓注汽130井次，措施后注汽壓力增幅70%，日產油由0.8 t提高到1.5 t，增幅87%，含水下降10%，措施當年增油1.8×104 t。

2.4 實施分層選注措施，提高注入熱有效率

針對轄區內蒸汽驅注汽超覆和單層突進嚴重，汽竄、水竄頻繁，汽腔發育不均衡、波及效率低、蒸汽無效循環問題突出狀況，進行油藏沉積韻律分類；對反韻律井組采取封上注下動用下部油層，對復合韻律井組采取同心管分層注汽和偏心分層注汽工藝分級分層注汽。例1，對油層縱向跨度大、采出程度高的九6試驗區[2]5個反韻律井組實施操作簡單易行、投入較少的封上驅下措施，措施后井組產液水平升高76 t/d，較措施前平均增幅71%，產油水平平均升高6 t/d，增幅75%，含水下降0.5%。例2，采取同心管分層注汽和偏心分層注汽工藝分級分層注汽，現場已試驗10個井組，實施分注措施后，產液水平增幅60%，產油水平增幅39%；蒸汽驅縱向動用程度合計提高56%。

3 增效措施成果

通過近幾年油藏分類精細治理措施，使產汽量較初始年（2012年）下降2.04%，產油量上升了18.98%，油汽比提升了25.0%，油田老區絕對油量遞減率得以控制，在新疆淺層稠油開發樹立了一個通過油藏分類治理向老井要產量、向老區要效益的開發典范。

3.1 高干度注汽措施

（1）2012—2015年高干度注汽減少轉輪井次及節約汽量情況。

按日常油藏管理規定，各井油藏有效厚度、轉輪間距、產能高低、轉輪頻次等條件，通過高干度注汽的熱焓值提升，減少了生產汽量、轉輪井次，同時有效保證注汽質量。

（2）2012—2015年熱采措施井次及增產油量情況。

依據2012—2015年度采油地質月報得到曲線如下（見圖1）。

從增油量看，實施熱采措施井數減少，年度增油與初始年相比有較大幅度上升。

3.2 實施選層注汽、提壓注汽

對部分層間采出程度不高、粘度高、剩余儲量豐度高的生產井，以提高蒸汽干度進行選層注汽；對原油粘度高、地層壓力大、開采難度大生產井進行提壓注汽，通過此類措施對老區剩余油提高采收率起到了明顯效果（見表2）。

3.3 實施分注措施

在蒸汽驅范圍內，重點開發區域利用井溫、液面、單井產量、區域注汽量等資料，建立起分層注采對應關系、建立油田開發評價系統，用數據支持優化注汽帶來的效益生產。

4 結論與認識

4.1 結論

（1）通過提高注入蒸汽干度后，采油量、油汽比、采注比上升、產汽量下降。

（2）投入與產出后換算凈效益：2012年33 020萬元、2013年42 085萬元、2014年58 265萬元、2015年66 554萬元（成本費用及產出效益列表見公司財務表）。

4.2 認識

（1）一是在吞吐區時期注重生產單元劃分，注重注汽環節，緩解層間矛盾、排除層間干擾，適時進行一系列選注、分注、分層配汽工作，可降低高含水區域及低（無）效區域的注汽成本。二是對于面積區時期開采，要開展蒸汽選注、分注一系列優化工作，注采對應關系才更突顯：當注汽速度越高，相應見效油井沉沒度越大，油井供液能力就充足，以適應油藏不同時期開發特征。

（2）在生產管理上探索總結出“三化”管理經驗；與此同時建立稠油開發整體“油田開發評價體系”，為今后規模稠油有效開發提供借鑒模式。

參考文獻

[1] 張玉書，陳霞.精細科學管理實現稠油高效穩定開發[A].國際石油經濟中國石油學會石油經濟專業委員會會刊[C].2006：20-28.

[2] 鄭愛萍，張玉書，哈麗丹，等.封堵調剖技術在提高九6蒸汽驅中后期注蒸汽開發效果中的應用[A].改善水驅提高采收率技術文集[C].北京：石油工業出版社，2011：184-189.

[3] 張玉書.新疆油田公司經濟效益評價報告[R].