草33单元注汽量优化方案及实施效果

栾冬梅

[摘要]：草33区块地理位置位于东营市南部的广饶县北部，乐安油田中部，草20区块东南部，主要含油层系为上第三系馆陶组。油藏类型为：砂砾岩构造-地层特稠油油藏。2010年4月投产，根据草33已结束周期油井效益评价分析认为：常规转周极限油汽比为0.25，工艺措施转周极限油汽比为0.30。统计草33单元已结束周期井，低（无）效益井占到了26.8%，故采用优化注汽量的措施并取得了一定效果。

[关键词]：特稠油 注汽量 优化

第1章：草33区块情况简介

1.1.地质概况

草33区块地理位置位于东营市南部的广饶县北部，小清河穿越其中，构造上位于东营凹陷南斜坡草桥—纯化镇断鼻带东部，乐安油田中部，草20区块东南部，主要含油层系为上第三系馆陶组 。草33顶面埋深860～900m。Ng1、馆2砂体顶面微构造形态特征相似，微构造形态具有继承性。馆1埋深860-895m。馆2埋深880-900m。馆1储层全区稳定分布，向边部逐渐变薄，厚度一般3.0-8.0m。馆2储层全区稳定分布，向边部逐渐变薄，厚度一般4.0-8.0m。草33单元原油密度：0.9540-0.9901g/cm3，凝固点：11℃到42℃， 50℃地面脱气原油粘度：1800-31000mPa·s（馆一1800-12000，馆二10000-31000）。草33区块馆一、馆二层原油粘度平面上由南向北逐渐变稠。

油藏类型：油藏类型为：砂砾岩构造-地层特稠油油藏。

1.2.开发历程

1.2.1.试油试采阶段（1977.8-2002.11）

1977年8月开始对草33井进行试油，1987年7月对草30井进行试油。其中草33井热采试油日产16.2t，累油340t，取得较好效果。

草33区块于1991年3月开始投入试采开发。先后投产3口直井（草20-19-15、草33、草20-18-16井）。投产初期平均日液17.7t/d，日油10.9t/d，含水38.4%。后来由于井况和地面原因均关井，通过试采，认识到直井热采开发效果较差。

1.2.2.水平井开采阶段（2010.4-目前）

草33区块于2010年4月开始正式投入热采开发。截至目前，草33单元共计投产36口水平井，其中馆陶一层位油井22口，馆陶二层位油井14口，累计注汽87井次，累注汽19.0804×104t，累采油7.8145×104t，累采水10.9632×104t，累积油汽比0.41t/t，累回采水率57.5%，开发效果较好。

1.2.3.开发形势及开发现状

草33单元自2010年4月投产以来，开井数，日液，日油和综合含水整体呈上升的形势，目前，草33单元开井27口，日液473.5t，日油147.5t，含水31.2%。馆一累注汽9.9675×104t，累采油4.0438×104t，累采水5.8544×104t，累计油汽比0.41t/t，累计采水率58.7%；馆二累注汽9.1129×104t，累采油3.7707×104t，累采水5.1088×104t，累计油汽比0.41t/t，累计采水率56.1%。

1.2.4.注汽量优化原因及因素确定

根据草33已结束周期油井效益评价分析认为：常规转周极限油汽比为0.25，工艺措施转周极限油汽比为0.30。统计草33单元已结束周期井，低（无）效益井占到了26.8%，所以草33油井注汽量需要优化。

影响注汽质量的主要参数是：注汽量、速度、干度、焖井时间四项。其中周期注汽量是影响产量的敏感参数，一般来说，随着周期注汽量的加大，加热半径将增大，累积产油量也将增大，当周期注汽量超过一定值以后，周期油汽比将变小，即理想状态下的注汽量-油汽比关系曲线会出现拐点，呈逐渐降低的趋势，该点的每米注汽量就是注汽量上限。

第2章：草33区块馆陶组注汽量优化

2.1.草33馆陶1层油井注汽量优化

根据原油粘度6000mPa·s、油汽比0.30划线将馆陶一层位油井结束周期分成四个区域。

（1）.油层有效厚度4-6米、地面原油粘度大于6000mPa·s

从油层有效厚度4-6米、地面原油粘度大于6000mPa·s散点图可以看出：注汽量在2000方（粘度10000mPa·s）周期效果最好，随注汽量增加，油汽比反而下降。

（2）. 油层有效厚度4-6米、地面原油粘度小于6000mPa·s

从油层有效厚度4-6米、地面原油粘度小于6000mPa·s散点图可以看出：该范围油井原油粘度低，较相同厚度油层油井注汽量偏高，导致油汽比偏低。

（3）. 油层有效厚度2-4米、地面原油粘度小于6000mPa·s

从油层有效厚度2-4米、地面原油粘度小于6000mPa·s散点图可以看出：该范围油井原油粘度非常低，注汽量在1200方左右周期效果最好，注汽量越高油汽比越低。

2.2.草33馆陶2层油井注汽量优化

根据原油粘度20000mPa·s、油汽比0.30划线将馆陶二层位油井结束周期分成四个区域[2]。

（1）. 油层有效厚度大于6米、地面原油粘度大于20000mPa·s

油层有效厚度大于6米、地面原油粘度大于20000mPa·s：该范围油井原油粘度大，注汽量在2600方左右（粘度30000mPa·s）周期效果最好，注汽量应随原油粘度增加而适当增加。

（2）. 油层有效厚度4-6米、地面原油粘度大于20000mPa·s

油层有效厚度4-6米、地面原油粘度大于20000mPa·s：该范围油井原油粘度大，注汽量在2500方左右（粘度20000mPa·s）周期效果最好，注汽量应随原油粘度增加而适当增加。endprint

（3）. 油层有效厚度4-6米、地面原油粘度小于20000mPa·s

油层有效厚度4-6米、地面原油粘度小于20000mPa·s：该范围油井原油粘度大，注汽量在2200-2400方（粘度20000mPa·s）周期效果最好，注汽量应随原油粘度增加而适当增加。

（4）. 油层有效厚度2-4米、地面原油粘度小于20000mPa·s

油层有效厚度2-4米、地面原油粘度小于20000mPa·s：该范围油井原油粘度较大，注汽量在2300方（粘度15000mPa·s）周期效果较好，注汽量应随原油粘度增加而适当增加。

第3章：应用情况

3.1.草33单元2012年注汽量优化完成情况及效果评价

草33单元2012年计划注汽62井次，计划注汽量14.78万吨，截至5月，计划注汽25井次，实际完成26井次，超计划1井次，计划注汽量4.93万吨，实际完成5.07万吨，欠计划1.09万吨。

3.2.实例说明

（1）注汽量上升：

根据草33单元汽量优化原则，草20-平89井位于馆陶二层位，储层厚度6米，原油粘度15989mPa·s，应配注2600吨。该井目前生产第三周期，注汽量由上周期的1700吨上升至本周期的2000吨，上升了300吨，周期产量由531吨上升至892吨，日均油由4.7t/d上升至7.8t/d，油汽比由0.31上升至0.45，汽量优化效果明显。

（2）注汽量下降：

根据草33单元汽量优化原则，草20-平111井位于馆陶二层位，储层厚度4-6米，原油粘度33598mPa·s，应配注2600吨。该井目前生产第四周期，注汽量由上周期的2500吨下降至本周期的2000吨，下降了500吨，周期产量由408吨上升至490吨，日均油由4.2t/d上升至6.6t/d，油汽比由0.16上升至0.24，汽量优化效果明显。

第4章：推广前景

通过对注汽量优化井效果分析，初步得出以下结论：

1、对草33油井常规转周井提高注汽量后，油井周期生产效果良好，油汽比有提升，同时周期生产时间显著延长，周期产油量增加，优化效果显著。

2、对草33油井常规转周井降低注汽量后，部分油井周期油汽比略有提升，极大的降低了注汽成本，实现了“节约一方汽”的目标。endprint