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

摘 要：新疆油田淺層薄油藏已經(jīng)歷了31年的開發(fā)歷程，其中22年在百萬噸以上，隨著開發(fā)時間延長，經(jīng)濟儲量已全部動用，使近年來油藏遞減速度加快，年產(chǎn)量已下降到百萬噸以下。在沒有新經(jīng)濟儲量增加的情況下，生產(chǎn)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(fā)品質(zhì)。公司已連續(xù)3年達到100萬t以上，使得其他各項生產(chǎn)經(jīng)營指標也得以提高，實現(xiàn)了稠油老區(qū)有質(zhì)量、有效益地可持續(xù)發(fā)展。該做法也可供其他淺層稠油油藏中后期開發(fā)提供一定借鑒。

關(guān)鍵詞：淺層薄油藏 稠油老區(qū) 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(xiàn)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(qū)約40 km。原油性質(zhì)具有“三低四高”特點。按開發(fā)層塊、原油粘度、油層厚度、儲層物性、生產(chǎn)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(fā)以來，經(jīng)歷了30余年開發(fā)歷程，年產(chǎn)量自1989年起已連續(xù)22年保持在百萬噸以上。

1.2 現(xiàn)狀分析

截至2015年底，已核實累積產(chǎn)油3 123.29×104 t，總采出程度26.1%。隨著油田開發(fā)的不斷深入，優(yōu)質(zhì)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(xiàn)有開發(fā)工藝條件與開采手段不足以達到預(yù)期開采效果。具體表現(xiàn)為采出程度高、蒸汽注入效果差、老區(qū)油藏蒸汽超覆、汽竄、高含水及帶病生產(chǎn)井增多，嚴重制約了老區(qū)油井的生產(chǎn)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(guān)鍵設(shè)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(dāng)?shù)母邏赫羝ㄗ⑷敫啥取?0℃）進行開采。由于大部分生產(chǎn)井經(jīng)過多年開采，油藏中輕質(zhì)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(fā)普通稠油的蒸汽干度標準已不能滿足生產(chǎn)需求，部分難采剩余油仍無法有效驅(qū)替。

具體做法：對普通鍋爐進行改造；調(diào)整燃燒工況，根據(jù)鍋爐天然氣壓力波動、蒸汽出口壓力等情況對鍋爐設(shè)備進行調(diào)整，使其具備燃燒高干度濕蒸汽。通過調(diào)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(zhì)量，使油藏驅(qū)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(chǎn)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(qū)區(qū)域主要表現(xiàn)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(chǎn)期后，儲層非均質(zhì)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(tǒng)計數(shù)據(jù)和產(chǎn)液剖面資料顯示，油層上部小層產(chǎn)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(chǎn)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(shù)設(shè)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(yōu)先選層注汽。具體做法：對反韻律油層的吞吐井在轉(zhuǎn)輪注汽時加放封隔器，優(yōu)先對矛盾最突出的下部小層進行單層選注；對復(fù)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(qū)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(zhì)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(wǎng)承壓不能滿足部分油井的有效注汽；但這部分區(qū)域滲透率低、儲量高，開發(fā)十余年采出程度僅11.3%，油井普遍含水高，油汽比低，有開發(fā)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(xiàn)場試驗，單井產(chǎn)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(guī)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(tǒng)分析評價，建立壓差幅度判別法（見表1）和地層系數(shù)差異法，識別因蒸汽偏流導(dǎo)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(jié)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(chǎn)油由0.8 t提高到1.5 t，增幅87%，含水下降10%，措施當(dāng)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(qū)內(nèi)蒸汽驅(qū)注汽超覆和單層突進嚴重，汽竄、水竄頻繁，汽腔發(fā)育不均衡、波及效率低、蒸汽無效循環(huán)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(fù)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(qū)[2]5個反韻律井組實施操作簡單易行、投入較少的封上驅(qū)下措施，措施后井組產(chǎn)液水平升高76 t/d，較措施前平均增幅71%，產(chǎn)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(xiàn)場已試驗10個井組，實施分注措施后，產(chǎn)液水平增幅60%，產(chǎn)油水平增幅39%；蒸汽驅(qū)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(chǎn)汽量較初始年（2012年）下降2.04%，產(chǎn)油量上升了18.98%，油汽比提升了25.0%，油田老區(qū)絕對油量遞減率得以控制，在新疆淺層稠油開發(fā)樹立了一個通過油藏分類治理向老井要產(chǎn)量、向老區(qū)要效益的開發(fā)典范。

3.1 高干度注汽措施

（1）2012—2015年高干度注汽減少轉(zhuǎn)輪井次及節(jié)約汽量情況。

按日常油藏管理規(guī)定，各井油藏有效厚度、轉(zhuǎn)輪間距、產(chǎn)能高低、轉(zhuǎn)輪頻次等條件，通過高干度注汽的熱焓值提升，減少了生產(chǎn)汽量、轉(zhuǎn)輪井次，同時有效保證注汽質(zhì)量。

（2）2012—2015年熱采措施井次及增產(chǎn)油量情況。

依據(jù)2012—2015年度采油地質(zhì)月報得到曲線如下（見圖1）。

從增油量看，實施熱采措施井?dāng)?shù)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(chǎn)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(chǎn)井進行提壓注汽，通過此類措施對老區(qū)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(qū)范圍內(nèi)，重點開發(fā)區(qū)域利用井溫、液面、單井產(chǎn)量、區(qū)域注汽量等資料，建立起分層注采對應(yīng)關(guān)系、建立油田開發(fā)評價系統(tǒng)，用數(shù)據(jù)支持優(yōu)化注汽帶來的效益生產(chǎn)。

4 結(jié)論與認識

4.1 結(jié)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(chǎn)汽量下降。

（2）投入與產(chǎn)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(chǎn)出效益列表見公司財務(wù)表）。

4.2 認識

（1）一是在吞吐區(qū)時期注重生產(chǎn)單元劃分，注重注汽環(huán)節(jié)，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(qū)域及低（無）效區(qū)域的注汽成本。二是對于面積區(qū)時期開采，要開展蒸汽選注、分注一系列優(yōu)化工作，注采對應(yīng)關(guān)系才更突顯：當(dāng)注汽速度越高，相應(yīng)見效油井沉沒度越大，油井供液能力就充足，以適應(yīng)油藏不同時期開發(fā)特征。

（2）在生產(chǎn)管理上探索總結(jié)出“三化”管理經(jīng)驗；與此同時建立稠油開發(fā)整體“油田開發(fā)評價體系”，為今后規(guī)模稠油有效開發(fā)提供借鑒模式。

參考文獻

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