吳玲玉

摘要：**廠稠油區(qū)塊動用含油面積10.33km2，石油地質儲量1203×104t，可采儲量152.7×104t，標定采收率13.7%。2020年以來，強化區(qū)塊基礎地質研究，借鑒兄弟單位稠油熱采經驗，結合油藏自身特點，優(yōu)選井組開展試驗，先后實施稠油蒸汽吞吐21井次，階段累注汽42290t，增油17432t，油汽比0.41，預計最終采收率提高10.4%，效果顯著。

關鍵詞：超臨界蒸汽吞吐;稠油;采收率

1.概況

**廠普通稠油油藏構造上位于**構造帶中段，區(qū)塊油藏類型為構造-巖性油藏，屬于陸上沖積扇沉積相，物源來自北西向，砂體發(fā)育好，砂巖厚度在30m以上，且分布范圍廣;砂體分布受沉積河道控制，河道上砂體發(fā)育較厚，河道間砂體發(fā)育較薄;平均孔隙度為22.4%，平均滲透率為319.3×10-3μm2，屬中孔中滲儲層。

區(qū)塊原油性質屬于普通稠油，平均地面原油密度0.9660g/cm3，粘度646.7mPas（50C），凝固點較低，含蠟量平均5.02%，膠質+瀝青質含量平均為32.45%。

2項目背景

**塊于1988年采用300m井距正方形井網(wǎng)全面投入開發(fā)，1990年轉入注水開發(fā)，1991年和2000年進行兩輪常規(guī)蒸汽吞吐，2007年進入深部調驅階段配合注水開發(fā)，2020年開始進入超臨界蒸汽吞吐開發(fā)試驗階段。*640塊于2020年以100×120m近正方形井網(wǎng)全面投入開發(fā)，邊水能量充足，采用天然能量開發(fā)，目前處于常規(guī)蒸汽吞吐開發(fā)試驗階段。

3.主要工作

近年來，針對稠油區(qū)塊動用程度低、常規(guī)水驅開發(fā)效果差的問題。計劃在稠油區(qū)塊開展“熱采開發(fā)、注水補能”的開發(fā)模式，提高區(qū)塊采收率。

一是強化基礎地質研究，合理部署產能井位

**塊北部含油面積1.18km2，石油地質儲量332×104t，原油粘度503.3mpa.s，平均孔隙度13.4%，滲透率33.9mD。區(qū)域共有油水井27口，受油稠及井況影響，基本處于停產狀態(tài)，區(qū)域采出程度僅為6.0%，嚴重制約了區(qū)塊開發(fā)效果。

為實現(xiàn)**塊北部332×104t儲量有效動用，2019年在北部區(qū)域重建熱采井網(wǎng)，共部署開發(fā)井47口，階段實施34口，且優(yōu)選井組實施壓裂投產，初期日產液375.6t，日產油73.2t，階段產油8.2×104t。

二是優(yōu)選井組開展吞吐試驗，提高區(qū)塊采油速度

為改善深層稠油區(qū)域開發(fā)效果，提高區(qū)塊采收率，并開展超臨界蒸汽吞吐先導試驗，

***井于2019年9月注汽投產，注汽強度為122t/m，注汽排量6t/h，累注汽1853t，下泵后初期日產液22.9t，日產油15.5t，目前受供液不足影響，日產液6.6t，日產油2.2t，階段累產油5374t，累積油汽比為2.90，取得效果較好。

根據(jù)該井實施較好的效果，在北部區(qū)域全面開展超臨界注汽，***井于2020年5月實施注汽，設計注汽量3501t，注汽強度122t/m，注汽排量8t/h，實施后初期日產液24.6t，日產油11.0t，目前日產液25.9t，日產油7.5t，階段累產油2030t，累積油汽比為0.58。在該井注汽過程中，因區(qū)域儲層連通性好（連通系數(shù)90%），對應三口鄰井均發(fā)生氣竄反應，井口溫度由7℃上升至20℃，單井日產油由3t上升至5t，動液面由1150m上升至650m，后經與研究院結合，分析因注汽強度過大導致注汽竄，計劃下調注汽強度至60t/m實施注汽。

4.效果評價

4.1.1油汽比較高

全區(qū)共實施超臨界蒸汽吞吐22井次，累注汽40601t，累產油1.74×104t，，累積油汽比為0.43。

其中南部及中部區(qū)域儲層物性較好，吞吐效果好，共實施超臨界蒸汽吞吐10井次，累注汽23357t，累產油12853t，累積油汽比為0.55;北部區(qū)域儲層物性差，吞吐有效期較短，共實施蒸汽吞吐8井次，累注汽12903t，累增油2220t，累積油汽比為0.17。

4.1.2采油速度提高

通過在稠油區(qū)塊轉換開發(fā)方式，全面開展超臨界蒸汽吞吐，實現(xiàn)該區(qū)域1203×104t地質儲量有效動用，區(qū)域采油速度提高至0.35，再次盤活老區(qū)剩余油。

4.1.3采收率提高

運用兩種方法預測區(qū)塊采收率：由油氣儲委公式預測最終采收率為25.55%，由經驗公式預測采收率為23.32%，求得采收率平均值為24.43%，較標定采收率高10.4%（14%）。

4.1.4地層壓力下降

區(qū)塊原始地層壓力為18.42MPa，實施蒸汽吞吐前區(qū)塊地層壓力為15.31MPa，通過開展第一輪次蒸汽吞吐，區(qū)塊地層壓力下降至14.78MPa。其中南部區(qū)域長期開展注水，地層壓力水平保持相對較好，吞吐后壓力緩慢下降，目前為15.11Mpa，壓降速度為1.4%;北部區(qū)域因地層能量得不到補充，吞吐后加劇地層壓力下降，目前為14.45Mpa，壓降速度為5.6%，投產井均為低壓低產。

4.1.5回采水率較高

區(qū)塊實施22井次蒸汽吞吐，累注汽40601t，累產水30169m3，回采水率為74.3%，回采水率過高，導致熱量被回采水帶走，造成蒸汽利用率變低，驅油效果變差。其中*56-2、*58-1井累注汽992t，累產水912m3，因燜井及作業(yè)下泵時間偏長導致大量注入蒸汽液化，回采水率高達91.9%。

4.1.6注汽周期較短

全區(qū)共開展蒸汽吞吐22井次，受儲層物性差、注采參數(shù)不完善、地層出砂及生產參數(shù)制定不系統(tǒng)影響，導致第一輪次吞吐后低效井多達11口，初期日產液106.6t，日產油41.2t，目前日產液40.0t，日產油11.4t，平均有效期僅為60天，嚴重影響注汽效果。

5總結經驗

（1）是保證足夠的地層能量是超臨界蒸汽吞吐成功的決定性因素之一。

（2）是合理的注汽參數(shù)選擇是注汽成功的關鍵因素。

（3）是強化注汽管理，是注汽成功的重要保障。