浅层稠油提高采收率途径分析

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

摘 要：新疆油田浅层薄油藏已经历了31年的开发历程，其中22年在百万吨以上，随着开发时间延长，经济储量已全部动用，使近年来油藏递减速度加快，年产量已下降到百万吨以下。在没有新经济储量增加的情况下，生产单位通过试验进行提高单井注入蒸汽干度（高干度注汽）带来蒸汽效益的提升，同时辅以提压、选层、分层注汽措施，有效地提升油藏开发品质。公司已连续3年达到100万t以上，使得其他各項生产经营指标也得以提高，实现了稠油老区有质量、有效益地可持续发展。该做法也可供其他浅层稠油油藏中后期开发提供一定借鉴。

关键词：浅层薄油藏 稠油老区 高干度注汽 选层注汽 提压注汽

中图分类号：TE345 文献标识码中：A 文章编号：1674-098X（2017）04（b）-0144-02

1 油藏概况及现状分析

1.1 油藏概况

新疆克拉玛依油田浅层稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘，油藏埋藏浅160～400 m，射开厚度7～20 m，平均有效厚度8.5 m，距克拉玛依市区约40 km。原油性质具有“三低四高”特点。按开发层块、原油粘度、油层厚度、储层物性、生产效果等条件，浅层稠油油藏可划分为齐古组砂岩普通—特稠油、齐古组砂岩、克拉玛依组砾岩、石炭系火山岩油藏等5种类型[1]。1984年投入开发以来，经历了30余年开发历程，年产量自1989年起已连续22年保持在百万吨以上。

1.2 现状分析

截至2015年底，已核实累积产油3 123.29×104 t，总采出程度26.1%。随着油田开发的不断深入，优质储量已全部动用，剩余2 000×104 t未动用储量多为黏度大于100×104 mPa·s超稠油难采储量，以现有开发工艺条件与开采手段不足以达到预期开采效果。具体表现为采出程度高、蒸汽注入效果差、老区油藏蒸汽超覆、汽窜、高含水及带病生产井增多，严重制约了老区油井的生产能力。

2 采取的降汽增效措施及分析

2.1 实施提高蒸汽干度注汽

注汽锅炉是油田注蒸汽热采的关键设备，在2013年前，大多采用普通锅炉（23 t）向开采层注入干度适当的高压蒸汽（注入干度≤70℃）进行开采。由于大部分生产井经过多年开采，油藏中轻质组分不断采出使得地下原油黏度增高，超稠油所占比重加大，原用于开发普通稠油的蒸汽干度标准已不能满足生产需求，部分难采剩余油仍无法有效驱替。

具体做法：对普通锅炉进行改造；调整燃烧工况，根据锅炉天然气压力波动、蒸汽出口压力等情况对锅炉设备进行调整，使其具备燃烧高干度湿蒸汽。通过调整加控制将饱和蒸汽干度提高了10个百分点，即注入蒸汽干度≥80℃，整体对注入井有效提升注入饱和蒸汽质量，使油藏驱替效果更加完全。效果检查：超稠油Ⅰ类、特稠油II类（齐古组砂岩普通-特稠油，原油黏度20 ℃>50 000 mPa·s～<20 000 000 mPa·s，产油比例占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%；普通稠油井口温度上升幅度在12 ℃左右、动液面升高；蒸汽驱区域主要表现为井口温度上升较快、动液面升高。

2.2 实施选层注汽、提高吞吐井剖面动用程度

油井进入高轮次生产期后，储层非均质性，蒸汽超覆加剧，层间吸汽能力差异进一步加大，油层动用越不均衡。从统计数据和产液剖面资料显示，油层上部小层产液能力贡献率占70%，为主要动用层，中、下部油层贡献率仅占30%。为释放小层生产能力，改善其吸汽状况，针对不同沉积特点的油层，对吞吐井采取不同的注汽工艺。参数设计：建立选层注汽筛选标准，储层跨度大于15 m，隔层厚度大于3 m，采出程度大于20%，6轮以上油井优先选层注汽。具体做法：对反韵律油层的吞吐井在转轮注汽时加放封隔器，优先对矛盾最突出的下部小层进行单层选注；对复合韵律油层的吞吐井采取滑套式分注合采工艺，改善剖面动用程度。效果检查：2013—2015年实施选层注汽365井次，累计增油3.8×104 t，措施井油汽比增幅68%，含水降幅5%，吞吐区域油层纵向动用程度提高3.2%，增加可采储量249.6×104 t。

2.3 实施提压注汽、提高蒸汽注入有效性

采用一炉多井的注汽方式，受平面非均质性的影响，注汽过程中平面上蒸汽存在偏流，同注的吞吐井吸汽能力差异大，部分井不能有效吸汽，吞吐轮次越高、矛盾越突出；另一方面，渗透率较低的砂砾岩及砾岩油藏由于注入压力高，管网承压不能满足部分油井的有效注汽；但这部分区域渗透率低、储量高，开发十余年采出程度仅11.3%，油井普遍含水高，油汽比低，有开发前景。为提高此类油井动用程度，采用活动锅炉对低渗砂砾岩储层油井进行点对点单炉提压注汽。通过现场试验，单井产油水平平均提高1.2 t/d，有效注入井比例提高22%。为了提高措施效益、规模推广，在砂砾岩油藏取得突破后，通过对吞吐井注汽效果的系统分析评价，建立压差幅度判别法（见表1）和地层系数差异法，识别因蒸汽偏流导致的“无效、低效”注汽井，将提压对象由储层物性差的砂砾岩油藏扩大到砂岩稠油油藏，并以多通阀为单元集中实施，提高了油井注汽时率还节约了搬迁成本。2012—2015年共实施提压注汽130井次，措施后注汽压力增幅70%，日产油由0.8 t提高到1.5 t，增幅87%，含水下降10%，措施当年增油1.8×104 t。

2.4 实施分层选注措施，提高注入热有效率

针对辖区内蒸汽驱注汽超覆和单层突进严重，汽窜、水窜频繁，汽腔发育不均衡、波及效率低、蒸汽无效循环问题突出状况，进行油藏沉积韵律分类；对反韵律井组采取封上注下动用下部油层，对复合韵律井组采取同心管分层注汽和偏心分层注汽工艺分级分层注汽。例1，对油层纵向跨度大、采出程度高的九6试验区[2]5个反韵律井组实施操作简单易行、投入较少的封上驱下措施，措施后井组产液水平升高76 t/d，较措施前平均增幅71%，产油水平平均升高6 t/d，增幅75%，含水下降0.5%。例2，采取同心管分层注汽和偏心分层注汽工艺分级分层注汽，现场已试验10个井组，实施分注措施后，产液水平增幅60%，产油水平增幅39%；蒸汽驱纵向动用程度合计提高56%。

3 增效措施成果

通过近几年油藏分类精细治理措施，使产汽量较初始年（2012年）下降2.04%，产油量上升了18.98%，油汽比提升了25.0%，油田老区绝对油量递减率得以控制，在新疆浅层稠油开发树立了一个通过油藏分類治理向老井要产量、向老区要效益的开发典范。

3.1 高干度注汽措施

（1）2012—2015年高干度注汽减少转轮井次及节约汽量情况。

按日常油藏管理规定，各井油藏有效厚度、转轮间距、产能高低、转轮频次等条件，通过高干度注汽的热焓值提升，减少了生产汽量、转轮井次，同时有效保证注汽质量。

（2）2012—2015年热采措施井次及增产油量情况。

依据2012—2015年度采油地质月报得到曲线如下（见图1）。

从增油量看，实施热采措施井数减少，年度增油与初始年相比有较大幅度上升。

3.2 实施选层注汽、提压注汽

对部分层间采出程度不高、粘度高、剩余储量丰度高的生产井，以提高蒸汽干度进行选层注汽；对原油粘度高、地层压力大、开采难度大生产井进行提压注汽，通过此类措施对老区剩余油提高采收率起到了明显效果（见表2）。

3.3 实施分注措施

在蒸汽驱范围内，重点开发区域利用井温、液面、单井产量、区域注汽量等资料，建立起分层注采对应关系、建立油田开发评价系统，用数据支持优化注汽带来的效益生产。

4 结论与认识

4.1 结论

（1）通过提高注入蒸汽干度后，采油量、油汽比、采注比上升、产汽量下降。

（2）投入与产出后换算净效益：2012年33 020万元、2013年42 085万元、2014年58 265万元、2015年66 554万元（成本费用及产出效益列表见公司财务表）。

4.2 认识

（1）一是在吞吐区时期注重生产单元划分，注重注汽环节，缓解层间矛盾、排除层间干扰，适时进行一系列选注、分注、分层配汽工作，可降低高含水区域及低（无）效区域的注汽成本。二是对于面积区时期开采，要开展蒸汽选注、分注一系列优化工作，注采对应关系才更突显：当注汽速度越高，相应见效油井沉没度越大，油井供液能力就充足，以适应油藏不同时期开发特征。

（2）在生产管理上探索总结出“三化”管理经验；与此同时建立稠油开发整体“油田开发评价体系”，为今后规模稠油有效开发提供借鉴模式。

参考文献

[1] 张玉书，陈霞.精细科学管理实现稠油高效稳定开发[A].国际石油经济中国石油学会石油经济专业委员会会刊[C].2006：20-28.

[2] 郑爱萍，张玉书，哈丽丹，等.封堵调剖技术在提高九6蒸汽驱中后期注蒸汽开发效果中的应用[A].改善水驱提高采收率技术文集[C].北京：石油工业出版社，2011：184-189.

[3] 张玉书.新疆油田公司经济效益评价报告[R].