郑王庄稠油藏注汽工艺优化设计及现场应用

摘要：近年来，稠油油藏开采越来越成为开发重点，稠油油藏因地层疏松，原油粘度高，常规开采方法产量较低，难以突破出油关，现场往往采用蒸汽吞吐提高产能。稠油蒸汽吞吐是利用利用原油粘度对温度的敏感性，通过蒸汽的高热能来降低储层的原油粘度，从而使原油流向井底的阻力大大减小，是一项系统性、专业性很强的热采工艺技术，随着稠油开采的不断发展，如何优化注汽参数，提高稠油开采效果，成为目前急待解决的一个重要课题。本文以郑王庄稠油藏注汽为例，分析了影响稠油开采效果的几个因素，结合稠油油藏条件，优化注汽工艺及参数，指导稠油开发生产，有效提高了稠油开采效果。

关键词：稠油油藏；汽吞吐；注汽参数；优化

1郑王庄稠油藏地质概况

郑王庄油田沙一段主要储集层为小型水下扇体及生物灰岩，分布面积较大，是本区最为重要的含油层系，其岩性主要为生物灰岩和含砾砂岩，油藏属常温、常压系统，油层温度约65℃左右，压力为11.27MPa-12.83MPa，原油粘度范围在194～46586mPa？s（80℃），属于超稠油范畴。沙三段储层是本区的最主要目的层，其岩性主要为含砾砂岩，油藏属常温、常压系统，油层温度约65℃左右，压力为12.58MPa-13.75MPa，原油粘度范围在1310-254650mPa？s（90℃），属于超稠油范畴。

2影响稠油开采的主要因素分析

由于该区稠油藏岩性较为复杂、油性较稠，其稠油开采效果的好坏主要受油藏条件、注汽工艺、注汽质量、作业、采油工艺等多方面因素方面的影响，因此要求热采工艺设计针对性要强，特别是注汽参数的选择，往往对注汽效果起决定作用。

2.1油藏条件的影响

油藏条件是影响稠油蒸汽吞吐开采效果的内在因素，油藏条件包括原油粘度、油层深度、油层有效厚度等。原油粘度的影响对开采效果影响较明显，原油粘度的高低决定着原油在地层及井筒中的流动能力，粘度越高，原油流动性越差，相同地质、注汽条件下的开采效果越差。

2.2采油工艺的影响

通常稠油蒸汽吞吐开采要经过“下注汽管柱-注汽-焖井-放喷-压、洗井-起注汽管柱-下泵-开抽”等过程。在放喷到开抽过程的作业对稠油开采非常不利：一是放喷到转抽可能持续时间较长，使高峰产油期缩短；二是在作业过程中从安全的角度要进行洗井、压井等工序，正是这些工序对油层造成了冷伤害。

2.3注汽质量的影响

注汽质量的好坏决定着是否能使原油粘度有效降低，是稠油蒸汽吞吐开采的关键环节，主要受蒸汽干度、注汽速度及注汽量等参数影响。

2.3.1蒸汽干度的影响

蒸汽干度是指蒸汽在汽水混合物中的质量百分数，注入蒸汽的干度越高，蒸汽比例越大，蒸汽在油层中冷凝成水的过程中释放的热量就越大，因此注汽量相同时，注入高干度蒸汽后使加热体积更大，温度更高，峰值产油量和周期产油量相对均要高。另外，由于水蒸汽分子的能量远远高于液态水分子的能量，所以汽态分子可以进入液态分子不能进入的微孔隙中，使驱油效率大大提高。

2.3.2注汽速度的影响

高速度注汽可以减少井筒热损失和漏失到非产油岩层的热量，因而在注入相同数量的蒸汽量，高速度注汽比低速度注汽的加热半径大，同时，高速度注汽还缩短因注汽而停产的时间，能使油井早开井生产。在保证高干度注汽的情况下，要想提高注汽速度，就要提高注汽压力，当注汽压力达到地层破裂压力值时，可能造成地层的水压裂而发生汽窜，这样反而使加热半径受到影响，因此，注汽施工中要参考地层参数来选择合适的注汽速度，并根据注汽压力在注汽锅炉允许的条件下随时调整注汽速度。

2.3.3注汽量的影响

注入的蒸汽量越多，在一定干度下，其所释放的热量越大，对油层的加热体积也会越大，但并非注汽量越大越好。如果蒸汽注入过量，会使蒸汽―热水前缘推进较远，传递到顶底层及前缘的热量增大，并使井底附近的含油饱和度降低，从而排水期延长，另外注入过多的蒸汽，在蒸汽干度低，油层条件差的情况下，还会降低注入蒸汽的回采率，给下一周期注汽带来不利影响。

3注汽参数及注汽过程优化

3.1注汽模拟公式

由于油藏本身有静压存在，要使蒸汽注入油层，必须建立一定压差，以克服一定阻力，蒸汽有效注入油层时要满足的条件为：

3.3注汽参数优化原则

根据油层的物性、地质情况，分析油井的一些基本数据，注汽参数优化有以下原则：

1）减少井筒热损失，适当提高注汽速度，在相同注汽量情况下，注汽速度越高，井筒热损失越小，油层吸入的热量就越大，产出的油也就越多；2）注汽压力在保证油层吸汽的情况下，又不能压裂油层，如果在注汽时压开油层，虽然注汽速度能够提高，短时间内产量也可能上升，但因油层破裂时易发生汽窜，最终使采收率大大降低。因此，优化注汽参数时，还要参考油层厚度，原油粘度等因素。

3.4注汽过程优化

注汽过程的优化分以下三个阶段：

1）试注汽阶段：作业前对地层进行预处理，挤驱油剂，防膨剂进行压力启动，24小时内倒井试注汽，起始注汽前，由于井底油层油较稠可能存在死油区，使注汽启动压力较高。

2）调整注汽阶段：在起始注汽时，情况比较复杂，应根据锅炉仪表显示参数，及时反馈信息，对注汽参数进行调整。

3）均衡注汽阶段：该阶段注汽参数趋于稳定，注汽达到均衡，一般不建议经常改变参数。因为，经常改变注汽参数，使井底油层压力产生波动，可能导致油层出砂，最终降低油汽比，影响稠油蒸汽吞吐开采效果。

4现场应用及效果评价

郑32-平6井、郑6-平31井及郑32-平1井为郑王庄稠油藏钻探的三口开发水平井。利用注汽模拟公式，对三口井注汽参数模拟得出数据，见表2，根据模拟出的注汽参数结合三口井的钻完井数据及油层基本参数，采用以上注汽优化方法对其注汽参数及相关工艺进行了优化，见表3，三口井后分别进行了多轮次吞吐，注汽后取得了较好的效果。其中，郑32-平6井在第三周期中，采取了提高干度，降低注汽速度的措施，油汽比由0.39提高到1.87。并且井保持稳产状态持续时间较长，保持日产油15-20t，效果明显。郑6-平31井，地层压力较高，在增大注汽压力和注汽干度的情况下，即使注汽速度、注汽量不太理想，采收率也很高，从表2中可看出，油汽比达到1.14。在第三周期，增加了注汽量和注入速度，但油汽比只有0.24，分析认为，就是注汽压力和干度太低所致。郑32-平1井渗透率较高，在第一周期，注汽干度30.6%，影响了吞吐效果，并导致含水高达94.8%，油汽比0.05，在第二周期经过注汽参数优化，调整干度达到71.7%，并将注汽压力提高为14.0MPa，吞吐效果明显提高，油汽比达到1.59。