高液量高含水井注蒸汽求高产技术

摘 要 本文主要对高液量高含水井注蒸汽求高产技术进行了分析探讨，首先介绍了高液量高含水井蒸汽吞吐求高产的理论依据，接着对其现场应用及效益进行了分析，最后提出了几点认识。

关键词 微观；宏观；效益

中图分类号TE1 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）55-0111-02

为有效增加高含水井的产能，保持作业区持续平稳的产量运行，通过精细地质研究，除对部分有潜力的高含水井开展大修侧钻堵水工作外，作业区打破常规、另辟途径，勇于对部分潜力边缘的生产高含水井进行注蒸汽吞吐的有益探索和大胆尝试，通过对7-14井高含水的注蒸汽吞吐实验，已经取得了非常好的吞吐效果，并初步摸索出一条高含水井寻求高效生产的宝贵经验，同时在稠油吞吐方式上亦是一种变革性创新。

1高液量高含水井蒸汽吞吐求高产的理论依据

1.1微观机理

石油与地层水在孔隙介质中低速渗流时，孔隙介质互相作用而形成非牛顿系统，油层孔隙内表面存在原油不动层，不动层厚度可表示为hs=hoesp（-C1gradp）,不动层厚度主要取决于外界压力梯度也就是外来能量补充的大小，注蒸汽吞吐能够与地层进行能量交换，从而启动原油不动层，使原来近于水相渗流在外来高能量下变为水油两相渗流，见孔道内渗流示意图)借助于水油两相渗透率曲线及毛管压力曲线可知，毛管压力随着注入蒸汽后地层压力的增加而增加，达到一定值时，随着生产时间的延长，毛管压力降低，油相渗透率降低，水相渗透率最高形成原油不动层。地层内由无限孔道组成，蒸汽吞吐能够有效启动油层内孔道内原油不动层。

1.2宏观机理

注入蒸汽与地层能量交换，井底附近地层压力升高，从而打破油层孔道内原油不动层，使水相流体变成两相流体，含水饱和度降低，井口表现为高产液，低含水，日产油量高，温度高，注入蒸汽能量耗尽时，原来两相渗流又变成单相渗流，含水饱和度升高，井口表现为高产液，高含水，日产油低，温度低。

2现场应用及效益分析

2.1选井条件

1）水淹级别属弱水淹，平面上水侵方式以指进方式向井底推进，水浅较窄纵向上由于非物质性，层间具有一定潜力；

2）井区内井网以118m，167m为宜，井距越大，单井控制可采储量越高；

3）产液量在20方~40方之间井口温度低，综合含水在90%波动；

4）以上3种情况均符合，生产时间越长井。

2.2现场应用效果

基于以上认识，2001年3月对锦45-7-14井进行蒸汽吞吐实验，7-14井于96年2月堵水补层后，初期日产油21t，日产液52方，综合含水60.2%。97年7月综合含水上升到95%，日产液61方，日产油7t，含水86.6%，直到2001年3月对该井实施分层注汽，注汽前该井日产液34方，日产油3t，综合含水91.2%，蒸汽吞吐实验效果见表1及油井开发曲。

从上表及开发曲线中可以看出，实施蒸汽吞吐下泵后中前期，日产油量可观，达到25t/d，生产5个月后，综合含水再次上升，日产液量为41方，日产油4t，综合含水90.3%，2001年9月对该井实施第二次高产液高含水蒸汽吞吐实验，再次取得明显效果，第一次蒸汽吞吐措施增油3487t，第二次蒸汽吞吐目前生产36天，平均日产油11.7t，已增油279t，实验取得了成功。

7-14井在高液量高含水的情况下蒸汽吞吐获得了成功，从2001年5月始又优选了4口井实施蒸汽吞吐，从目前生产情况看，效果明显，见效果统计表2，截止12月31日，2001年共计实施5口井，见效5口井，有效率为100%,措施增油5547t。

2.3效益分析

单井热采加注汽费以403元计，每吨原油售价按750元/吨计算

则经济效益=增油量×吨没油售价-单井投入费×井次

=5547×750-40×5

=416.03-200

=216.03

投入产出比=200/416=1/2.1

3 几点认识

1）科学合理地选块选井，选择有利时机是高产液高含水井蒸汽吞吐取得成功的有利前题；2）对于生产时间长，高产液高含水弱水淹油井采取蒸汽吞吐获得较高产量是可行的；3）为高产液高含水井重新高效生产开辟了一条新途径，最终实现增油降水的目的；4）施工程序与正常热采注汽程序没有任何变化，简单且费用少；5）对于高产液高含水弱淹油井适合蒸汽吞吐生产。

参考文献

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