超临界蒸汽吞吐

吴玲玉

摘要：**厂稠油区块动用含油面积10.33km2，石油地质储量1203×104t，可采储量152.7×104t，标定采收率13.7%。2020年以来，强化区块基础地质研究，借鉴兄弟单位稠油热采经验，结合油藏自身特点，优选井组开展试验，先后实施稠油蒸汽吞吐21井次，阶段累注汽42290t，增油17432t，油汽比0.41，预计最终采收率提高10.4%，效果显著。

关键词：超临界蒸汽吞吐;稠油;采收率

1.概况

**厂普通稠油油藏构造上位于**构造带中段，区块油藏类型为构造-岩性油藏，属于陆上冲积扇沉积相，物源来自北西向，砂体发育好，砂岩厚度在30m以上，且分布范围广;砂体分布受沉积河道控制，河道上砂体发育较厚，河道间砂体发育较薄;平均孔隙度为22.4%，平均渗透率为319.3×10-3μm2，属中孔中渗储层。

区块原油性质属于普通稠油，平均地面原油密度0.9660g/cm3，粘度646.7mPas（50C），凝固點较低，含蜡量平均5.02%，胶质+沥青质含量平均为32.45%。

2项目背景

**块于1988年采用300m井距正方形井网全面投入开发，1990年转入注水开发，1991年和2000年进行两轮常规蒸汽吞吐，2007年进入深部调驱阶段配合注水开发，2020年开始进入超临界蒸汽吞吐开发试验阶段。*640块于2020年以100×120m近正方形井网全面投入开发，边水能量充足，采用天然能量开发，目前处于常规蒸汽吞吐开发试验阶段。

3.主要工作

近年来，针对稠油区块动用程度低、常规水驱开发效果差的问题。计划在稠油区块开展“热采开发、注水补能”的开发模式，提高区块采收率。

一是强化基础地质研究，合理部署产能井位

**块北部含油面积1.18km2，石油地质储量332×104t，原油粘度503.3mpa.s，平均孔隙度13.4%，渗透率33.9mD。区域共有油水井27口，受油稠及井况影响，基本处于停产状态，区域采出程度仅为6.0%，严重制约了区块开发效果。

为实现**块北部332×104t储量有效动用，2019年在北部区域重建热采井网，共部署开发井47口，阶段实施34口，且优选井组实施压裂投产，初期日产液375.6t，日产油73.2t，阶段产油8.2×104t。

二是优选井组开展吞吐试验，提高区块采油速度

为改善深层稠油区域开发效果，提高区块采收率，并开展超临界蒸汽吞吐先导试验，

***井于2019年9月注汽投产，注汽强度为122t/m，注汽排量6t/h，累注汽1853t，下泵后初期日产液22.9t，日产油15.5t，目前受供液不足影响，日产液6.6t，日产油2.2t，阶段累产油5374t，累积油汽比为2.90，取得效果较好。

根据该井实施较好的效果，在北部区域全面开展超临界注汽，***井于2020年5月实施注汽，设计注汽量3501t，注汽强度122t/m，注汽排量8t/h，实施后初期日产液24.6t，日产油11.0t，目前日产液25.9t，日产油7.5t，阶段累产油2030t，累积油汽比为0.58。在该井注汽过程中，因区域储层连通性好（连通系数90%），对应三口邻井均发生气窜反应，井口温度由7℃上升至20℃，单井日产油由3t上升至5t，动液面由1150m上升至650m，后经与研究院结合，分析因注汽强度过大导致注汽窜，计划下调注汽强度至60t/m实施注汽。

4.效果评价

4.1.1油汽比较高

全区共实施超临界蒸汽吞吐22井次，累注汽40601t，累产油1.74×104t，，累积油汽比为0.43。

其中南部及中部区域储层物性较好，吞吐效果好，共实施超临界蒸汽吞吐10井次，累注汽23357t，累产油12853t，累积油汽比为0.55;北部区域储层物性差，吞吐有效期较短，共实施蒸汽吞吐8井次，累注汽12903t，累增油2220t，累积油汽比为0.17。

4.1.2采油速度提高

通过在稠油区块转换开发方式，全面开展超临界蒸汽吞吐，实现该区域1203×104t地质储量有效动用，区域采油速度提高至0.35，再次盘活老区剩余油。

4.1.3采收率提高

运用两种方法预测区块采收率：由油气储委公式预测最终采收率为25.55%，由经验公式预测采收率为23.32%，求得采收率平均值为24.43%，较标定采收率高10.4%（14%）。

4.1.4地层压力下降

区块原始地层压力为18.42MPa，实施蒸汽吞吐前区块地层压力为15.31MPa，通过开展第一轮次蒸汽吞吐，区块地层压力下降至14.78MPa。其中南部区域长期开展注水，地层压力水平保持相对较好，吞吐后压力缓慢下降，目前为15.11Mpa，压降速度为1.4%;北部区域因地层能量得不到补充，吞吐后加剧地层压力下降，目前为14.45Mpa，压降速度为5.6%，投产井均为低压低产。

4.1.5回采水率较高

区块实施22井次蒸汽吞吐，累注汽40601t，累产水30169m3，回采水率为74.3%，回采水率过高，导致热量被回采水带走，造成蒸汽利用率变低，驱油效果变差。其中*56-2、*58-1井累注汽992t，累产水912m3，因焖井及作业下泵时间偏长导致大量注入蒸汽液化，回采水率高达91.9%。

4.1.6注汽周期较短

全区共开展蒸汽吞吐22井次，受储层物性差、注采参数不完善、地层出砂及生产参数制定不系统影响，导致第一轮次吞吐后低效井多达11口，初期日产液106.6t，日产油41.2t，目前日产液40.0t，日产油11.4t，平均有效期仅为60天，严重影响注汽效果。

5总结经验

（1）是保证足够的地层能量是超临界蒸汽吞吐成功的决定性因素之一。

（2）是合理的注汽参数选择是注汽成功的关键因素。

（3）是强化注汽管理，是注汽成功的重要保障。