丫角油田稠油油藏热采实践与认识

邱正勇

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北 潜江433123）

丫角油田位于潜江凹陷西斜坡，丫角－后港低凸起，是一小型平缓、被正断层切割的短轴背斜构造，含油面积2.3km2，地质储量107×104t，是一个油层埋藏比较浅、油层比较薄、原油粘度一般的普通稠油油田。主力油层为潜31和潜34油组。丫角油田1983年投入试采，1988年投入注水开发，截止到2013年12月油田累积采油

115 966吨，采出地质储量的10.84%，采出可采储量的95.68%。累积注水1 595 567方，累积注采比1.07。经过近26年的开发，油田呈现出低采出程度（10.84%）、低采油速度（0.22%）、高含水（95.78%）的局面。

针对目前丫角油田注水不见效、地质储量采出程度太低的问题，在优选试验井的基础上，优化蒸汽吞吐参数，开展了3口井的热采现场试验。

1 丫角稠油油藏地质特征

1.1 油藏类型

油藏类型可分为四类，以构造油藏为主，其次为构造岩性油藏和岩性油藏、断层遮挡的岩性油藏、岩性上倾尖灭油藏。由于受断层及岩性影响，油水界面不统一，各油组有各自的油水界面。

1.2 储集层物性

储层的碎屑成分主要为陆源性的石英，长石次之，胶结类型以接触－孔隙式为主。储集层岩性以粗粉砂岩为主，少量泥灰岩和含鲕砂岩。平均孔隙度21.8%，空气渗透率低，潜31油组为279毫达西，潜34油组为91毫达西。储集层埋深中等:储集层埋深为800m～1 086m。油层厚度薄，平均有效厚度仅为2.2m。

1.3 流体性质

地面的原油粘度高，潜31油组为1 575mPa·s，潜34油组为409mPa·s，属于普通稠油型，含硫量高，为3.44%～6.131%，地层水总矿化度（17～22）×104mg／l，水型为硫酸钠型。原油密度为0.977 9g／cm3（31层）和0.936 2g／cm3（34层）。

1.4 地层压力

油层压力较低，原始地层压力10.4MPa，油层温度为57.3℃。目前地层压力6.94MPa，地层温度55℃。

2 丫角稠油热采工艺配套

2.1 注入工艺

目前，蒸汽注入管柱较为成熟，针对51／2in套管射孔完井油井进行注汽管柱优化设计，注汽管柱包括31／2in×23／8in高真空隔热管、KSS 73型井下热胀补偿器以及Y 331－114热敏封隔器。保证丝扣密封:隔热管密封脂采用CATTS－104高温密封脂。减少井筒热损失，提高注汽质量，保护油井套管，蒸汽地面注入设备，注汽锅炉优选亚临界注汽锅炉，额定工作压力21MPa；额定蒸汽温度374℃；注汽井口采用特种高压注汽井口装置。

2.2 转抽工艺

鉴于丫角油田油井斜度大，采用常规有杆泵转抽工艺，目前注汽后转有杆泵采油技术已经成熟。针对油井斜度、油稠的特点，抽油杆柱下行困难，杆管偏磨严重，阀尔不能正常启闭的技术问题，采用大泵径机械强启闭式抽稠泵，降低稠油流动阻力，提高抽油泵效率；地面小冲次生产，通过安装变频节能控制柜，实现低冲次抽吸，实现驴头与光杆同步运行；采用长井段38mm加重杆设计，进一步提高抽油杆底部加重量，帮助抽油杆下行，从目前的热采工艺来看，满足丫角稠油油藏热采要求。

3 蒸汽吞吐参数优化

根据丫角油田稠油油藏地质特征，就丫角稠油油藏

蒸汽吞吐开采中可操作的注汽强度、注汽速度、注汽干度以及焖井时间进行了优化。

3.1 注入汽量

为了确定合理的注汽量，研究了井底干度60%、每米油层注汽量为200t，按期注汽量依次递增15%，生产5个周期的蒸汽吞吐效果。研究发现随着每米油层注汽量增加，累积产油量增加，累积油汽比下降，增产油汽比呈现出由低到高、再由高到低的变化趋势。因此，在优化注汽量时，既要获得较高的累积产油量，又要有较高的累积油汽比，增产油汽比也应保持在较高水平上。综合分析确定特薄层稠油油藏合理的注汽量为200t／m。

3.2 注汽速度

对于特定的油藏，均存在一个比较合理的注汽速度范围。研究每米油层注汽量200t时注汽速度160t／d，生产三个周期的蒸汽吞吐开发效果。结果表明:随着注汽速度的提高，产油量增加，油汽比增大。但是，在注汽速度低于160t／d时，产量增幅达16.9%；而注汽速度高于160t／d时，产油量增幅仅2.6%。综合分析确定超薄层稠油油藏合理注汽速度为160t／d。

3.3 注汽干度

稠油注蒸汽的机理是加热降粘。蒸汽干度越高，注入单位体积蒸汽的热烩值越大，加热效果越好。研究结果表明，随井底蒸汽干度的增加，累计产油量、油汽比也大幅增加。井底蒸汽干度大于0.6之后，累产油、净产油的增幅渐缓。

3.4 焖井时间

焖井时间的长短将直接影响注入的热量是否能有效地加热油层。如果焖井时间过短，注入蒸汽所携带的热量还未能充分交换给油层就开井生产，将会随着产出液又回采出来，造成热能的浪费；而焖井时间过长，注入油层的热量散失增加，起不到充分加热油层的目的。从焖井时间优化表明，目前丫角油田的最佳焖井时间约为2－3天。

4 丫角油田薄层稠油热采试验及效果分析

针对丫角稠油油藏油层薄、物性差，原油粘度高，储量难以动用，在地质认识基础上，优选了3口开展注汽热采试验。热采井储层物性及原油性质如表1所示。

表1 丫角油田储层物性及原油性质

从3口井热采试验来看（见表2），热采油汽比小于0.07，这3口井在现有技术经济条件下热采没有经济效益，主要原因在于稠油油藏天然条件差，油层太薄，物性差，不具备热采条件。

表2 丫角稠油井热采效果统计

1）丫平3井热采效果。该井热采出水不出油。原因分析:一是该井热采油层薄，储层物性差，该井含油饱和度低，只有37.5%；二是该井层下有大水体，注蒸汽后与水体连通，注蒸汽转抽后大量产水，回采水率高达1.8。

2）丫27井热采效果。该井热采效果差。原因分析:一是从注汽情况来看，丫27与丫平1油层潜3112连通性很好，井下距离90m，在丫27井注汽达到一定量后，储层内稠油加热驱替到丫平1井筒，最终造成汽窜，转抽后井口温度很快由58.9℃ 下降到24℃。二是从注气生产情况来看，由于该热采层位薄，储层物性差，含油饱和低，首次注汽累计产液172.6t，产油29.4t，油汽比0.05，热采效果差。

3）丫6－7井热采效果。热采效果差。原因分析:从周围油井来看，丫6－7在油藏高部位，油层薄物性差，从丫6－7生产情况来看，该井为油水同层，生产含水高，该井热采效果极差

5 结论及认识

1）根据丫角油田稠油油藏地质特征，就丫角稠油油藏蒸汽吞吐开采中可操作的注汽强度、注汽速度、注汽干度以及焖井时间进行了优化。通过热采工艺配套，目前热采工艺能满足丫角稠油油藏开采技术要求。

2）丫角稠油油藏油层薄、物性差，原油粘度高，在现有技术经济条件下不适应热采，丫角稠油油藏热采实践表明，单井热采效果与油层厚度、物性、含油饱和度密切相关，下步需建立薄层稠油油藏热采筛选标准，以指导特薄层稠油经济有效开发。

［1］苗振宝.特薄层稠油油藏开采技术研究［J］.石油天然气学报，2009（03）:279－281.