王庄油田t82稠油区块注汽效果评价

冯胜利 中国石化胜利油田有限公司胜利采油厂

王庄油田t82稠油区块注汽效果评价

冯胜利 中国石化胜利油田有限公司胜利采油厂

通过王庄油田t82区块现场试验以及对注汽锅炉相关指标的研究，在高压低渗区块注汽开发不同的工况下，综合考虑其他相关指标以及相关因素，对提高注汽开发效果非常关键。在热采注汽开发过程中，应根据不同区块、不同井组的实际情况对注汽效果进行跟踪，为动态调控注汽井注汽强度提供理论依据和参考指标。地面设备设施的完好对注汽质量有较大的影响。对地面管线采取较好的保温措施可减少热损失。在加强设备设施检查与维护的情况下，可有效降低锅炉故障停机次数。

稠油热采；注汽速度；注汽压力；注汽干度；锅炉；开发效果

随着胜利老油区进入开发后期，难动用区块特别是稠油低渗区块所占比重逐步增大。该区块热采注汽的主要特点是：开发初期注汽压力较高，注汽干度一般都比较低。如对于21MPa亚临界注汽锅炉，在注汽压力达到20MPa时，注汽干度难以达到50%。

通过王庄油田t82区块现场试验以及对注汽锅炉相关指标的研究，在高压低渗区块注汽开发不同的工况下，综合考虑其他相关指标以及相关因素，对提高注汽开发效果非常关键。

1 影响注汽开发效果的因素

1.1 注汽压力对注汽开发效果的影响

根据饱和蒸汽性质，饱和蒸汽比焓值关系计算公式为

式中r为汽化潜热（kJ/kg）；h′为饱和水的比焓，即液相焓（kJ/kg）；h″为饱和汽的比焓，即汽相焓（kJ/kg）。

在不同干度下汽化潜热占比计算公式为

式中R为不同干度下潜热占比；x为注汽干度（%）。

根据以上计算公式可计算出不同压力下饱和湿蒸汽潜热变化。结果表明，随着注汽压力的升高，一是汽化潜热占比R值越来越小，如在压力达到21MPa，注汽干度在50%时，汽化潜热只有462kJ/kg，占比R只有9.84%。二是在较高的压力下，提升注汽干度对汽化潜热数值的影响越来越小，如在压力达到20MPa，注汽干度分别在0、50%、70%时，汽化潜热占比分别为24.44%、12.22%、7.33%。

1.2 注汽速度对注汽开发效果的影响

稠油开发关键是将足量的热量以较快的速度传递到稠油层。要获得好的注汽与开采效果，必须保证较大的注汽速度，因此注汽速度与注汽干度同等重要。

通过对注汽热力损失模拟计算，得出不同注汽速度与井下干度的关系曲线，如图1所示。受地下井网沿程热能损失的影响，井下干度随注汽速度的降低而降低。如在注汽压力15MPa，井深在1250m情况下，注汽速度在6t/h情况下比8t/h的注汽干度降低约26.3%。因此，对于高压注汽来讲，11t3/h的注汽锅炉要优先保障注汽速度大于8t/h[1]。

图1 不同注汽速度与井下干度的关系曲线

1.3 注汽干度对开发效果的影响

数模及物模技术和大量的现场生产实践的结果都表明，保证到达井底油层的蒸汽干度在较高的水平非常重要，蒸汽干度是影响蒸汽吞吐及蒸汽驱开采效果的首要因素[2]。由于湿饱和蒸汽的特性，在相同压力下，干度越高、比容越大，同样的注人量蒸汽干度越高，油层加热体积越大，转周周期越长，增产效果越好。这主要表现在：在相同注入量的情况下，干度越高热焓值越大，加热体积越大，生产周期越长。

根据饱和状态水和水蒸气的比容方程[3]，水和水蒸气性质图表可绘制出不同注汽压力下注汽液相与汽相比容曲线。从曲线中可以看出，随着压力的升高，汽相比容逐步减小。结合不同压力下饱和湿蒸汽潜热变化结果，在注入压力较高的情况下，单纯提高注汽干度也无实际意义，此时更应关注其他相关指标。

1.4 故障停炉对注汽干度的影响

目前注汽干度是指在正常注汽过程中现场化验数值的平均值，一般可以理解为瞬时注汽干度平均值，未考虑故障停炉对注汽干度的影响。实际上故障停炉对注汽干度的影响非常大，因此，在统计注汽干度时应考虑故障停炉对注汽干度的影响，其能反映注汽质量的真实效果。

根据现场估算，受锅炉注汽启炉时干度低以及沿程热量随时间延长损失的影响，在注汽过程中每次停炉2h，平均注汽干度会降低3%～5%。

2 提高注汽效果的方法与试验

2.1 注汽参数的合理选择

根据以上分析，在注汽时注汽压力、注汽速度、注汽干度与注汽温度四个主要参数在设置上应参照以下几方面原则：一是在注汽压力允许的情况下，应采取较大排量、高干度的注汽工艺。注汽速度降低，将增加井筒以及管线流程热损失比重，导致井底湿蒸汽干度降低。二是在注汽压力过高的情况下，应通过井筒、地面管线流程热效率测试求得干度和流量的合理匹配，此时，应采取较大排量的注汽工艺。不能过分追求干度，降低注汽速度。三是在注汽压力过高导致湿蒸汽干度较低、排量也较低的情况下，应尽量提高蒸汽温度。蒸汽温度作为重要指标，应尽量接近允许的最高温度。

2.2 注重锅炉停机次数对注汽质量的影响

锅炉停机次数对注汽干度影响非常大，如果每口井锅炉停机次数超过3次，整口井注汽干度会降低9%～15%，严重时会导致注汽效果极度变差。因此，在锅炉开炉之前，应对设备、注汽管线流程以及注汽井口进行充分的检查与维护，尽量减少锅炉故障停机次数，缩短停机时间。

从王庄油田t82断块近几年锅炉故障停机次数以及注汽干度统计结果可以看出，通过采取措施，平均停炉次数由2010年的1.71次/口降低到2013年的0.56次/口，注汽干度则由61.02%提高到71.03%。

2.3 实施新的开采工艺

实施大砂比压裂防砂技术，降低注汽压力。近几年油田采用了大砂比压裂防砂技术，地下注汽条件得到了较好的改善，注汽压力明显降低，注汽干度明显提高，产油能力得到了较大的提升。

表1为t82区块稠油热采井防砂前后效果对比。从表1统计数据可以看出：大砂比压裂防砂改造后，注汽压力降低1.3MPa。注汽干度提高13.9%，生产周期延长39天，油汽比提高0.19，日油能力提高1.9t。

表1 t82区块稠油热采井防砂前后效果对比

3 结论

（1）稠油热采应注重注汽综合指标的调整。稠油热采注汽开发是一个复杂的开发工艺，影响因素也较为复杂，按目前油田专业分工来讲，稠油热采注汽开发涉及设备管理、工艺开发、地质管理等多个系统，在注汽过程中需要多部门的协调，如果只单纯注重个性开发指标，开发质量将达不到较理想的开发效果。

（2）热采开发应注重对注汽效果的跟踪。在热采注汽开发过程中，应根据不同区块、不同井组的实际情况对注汽效果进行跟踪，为动态调控注汽井注汽强度提供理论依据和参考指标。

（3）热采注汽应注重地面管线的保温及设备的完好。地面设备设施的完好对注汽质量有较大的影响。对地面管线采取较好的保温措施可减少热损失。在加强设备设施检查与维护的情况下，可有效降低锅炉故障停机次数。

[1]武占．油田注汽锅炉[M]．上海：上海交通大学出版社，2008.

[2]张梅，时敏．湿蒸汽发生器运行参数对油井注汽效果的影响[J]．石油天然气学，2008，30（2）：577-578.

[3]李志旺．饱和状态水和水蒸汽的比容方程[J]．黑龙江电力技术，1992，14（1）：2-5.

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.12.006