胜利油田稠油蒸汽吞吐提升开发质量和效益对策

尹小梅



胜利油田稠油蒸汽吞吐提升开发质量和效益对策

尹小梅

（中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015）

在低油价背景下，胜利油田稠油开发效益较差，为此，针对不同开发矛盾制定不同油藏类型提质增效对策。研究表明，油价40 $/bbl时，1/3的吞吐井无效，主要原因是边底水入侵、纵向动用不均衡、井间汽窜，可分别通过周期开采、化学调堵、组合吞吐、分层注汽、优化注入剂类型及用量来调整。现场实践表明，采取相应提质增效对策既可明显改善开发效果、增加产量，又可减少不必要的投入，增加经济效益。

胜利油田；蒸汽吞吐；技术对策

“十五”以来，胜利油田稠油热采产量持续攀升，年产油量由2001年的144×104t增加到2014年的527×104t，为油田稳产做出了重要的贡献。胜利油田稠油热采产量以蒸汽吞吐为主，2014年蒸汽吞吐产油达到420×104t；但随着蒸汽吞吐轮次的增加，单井日产油、油汽比不断下降，含水率逐渐升高。稠油开采成本越来越高，吞吐无效井急剧增加，稠油开发效益差。为了稠油油藏的高效开发和经济效益的最大化，有必要在蒸汽吞吐效益评价和低效原因分析的基础上，开展稠油蒸汽吞吐“提质增效”对策研究，为稠油油藏的开发提供技术支持。

1 蒸汽吞吐效益评价

采用与油井相关的直接成本计算经济极限油汽比[1-2]（公式1），不含折旧和损耗费、费用分摊（勘探费、管理费、财务费、销售费）和人工成本。直接成本分为可变成本和固定成本，可变成本按照产液量分摊，取值依据为一吨液量从注入、采出到处理整个过程中需要消耗的费用；固定成本为维持油井正常生产必须发生的费用，包括油井的维护性作业费、基本维护费、测试费等。

利用公式（1）计算不同油价下的极限油汽比，其中各参数取值分别为固定成本40×104元/(井·年)，周期天数260 d，单井转周费用50×104元，单井周期注汽量2 500 t，吨油可变成本320元/t，商品率0.97；油价30~70 $/bbl情况下吨油税金分别为82元，109元，136元，163元和231元。计算出不同油价吨蒸汽费用下的极限油汽比，并利用计算结果分析了胜利油田2014年底蒸汽吞吐井4 193口井的经济效益情况（表1）。

表1 不同油价吨蒸汽费用及极限油气比

2 无效井无效原因分析

根据经济极限油汽比法，逐井、逐井组开展效益评价。对胜利油田无效井（油价40$/bbl）所分布的热采单元的地质特点、油藏类型以及开发状况等指标进行统计，综合分析无效井的无效原因并进行分类，具体统计结果见表2。

由表2可知，在油价40 $/bbl的条件下，无效井的单井日产油能力大约在1.5 t，不能满足开发的需求和经济效益最大化。从分析结果来看无效原因主要是受边底水入侵、注采参数不合理和纵向动用不均衡等因素，无效井所占比例均在30%左右。如何针对上述三个原因制定相应的提质增效对策是提高稠油蒸汽吞吐开发效益的关键。

表2 无效井无效原因统计（40$/bbl）

3 提质增效对策研究

针对无效井无效原因和不同区块的开发矛盾，制定了相应的提质增效对策，并利用数值模拟方法对不同对策的机理及技术政策界限进行了探索。

3.1 抑制底水入侵技术对策

底水油藏高含水无效益井停井一段时期再开井生产[3]，油水重新分离，能有效抑制底水锥进，既能减少注汽量又可增加单井产量。通过数值模拟研究了不同油层厚度、不同原油黏度底水油藏周期开采所需要的停井时间（图1）。研究表明，油层厚度越大、原油黏度越高，油水重新分异所需时间越长。油层厚度为10 m，地层原油黏度5 000 mPa·s时需关井2年再开井生产[4-7]。

图1 不同原油性质油藏厚度与停井时间关系

3.2 注采参数优化技术对策

统计现场普通稠油、特稠油不同油层厚度实际注汽强度与油汽比、日净产油关系，统计显示，不同原油黏度、不同油层厚度油藏存在最优注汽强度，普通稠油油藏油层厚度为10~15 m时最优注汽强度为170~200 t/m。实际注汽强度大于或小于最优注汽强度，均会使油汽比降低，经济效益变差。最优注汽强度随原油黏度增加而增加，随油层有效厚度增加而降低[8-9]。

通过数值模拟研究了不同原油黏度油藏吞吐所需周期注汽量增幅（图2），应对不同原油黏度油藏采用最优注汽量，实现经济效益最优。

图2 原油黏度与吞吐周期注汽量增幅关系

对于特超稠油[10]，通过数值模拟建立了不同原油黏度下的注入剂类型优化图版（图3），不同条件油藏选择合适注入剂及注入量，能改善开发效果，提高经济效益。研究表明，原油黏度小于5×104mPa·s的油藏，只需注蒸汽开发；原油黏度大于5×104mPa·s的油藏，可利用CO2增能降黏；原油黏度大于8×104mPa·s的油藏，可再添加降黏剂降黏，具体注入剂用量如图3所示。

图3 特超稠油CO2和降黏剂量优化图版

3.3 提高纵向动用程度技术对策

层状油藏[7]层间具有非均质性，笼统注汽时，低渗层吸汽变差，严重影响油藏动用程度，可采用分层注汽实现纵向各层的均衡动用。通过数值模拟建立了分层注汽的技术政策界限，层间渗透率级差大于2，隔层厚度大于3 m时，可采用分层注汽改善开发效果。

4 矿场应用

草古1潜山为底水特超稠油油藏，埋藏深度600~976 m，地层倾角10.4°~44.0°，50 ℃温度条件地面脱气原油黏度23 900~70 000 mPa·s。CG1–12–12井2010年2月高含水关停，2013年3月开井后，峰值日产6.7 t，已累产油2 211 t。2014年胜利油田实施化学调堵134井次，平均单井油汽比提高0.15，在油价40 $/bbl条件下，周期增加经济效益27×104元；实施组合吞吐85井对178口井，平均单井提高油汽比0.11，周期增加经济效益35×104元；在滨南、孤岛等实施分层注汽35井次，平均单井油汽比提高0.17，周期增加经济效益76×104元。

5 结论

（1）对底水油藏高含水井可采用周期开采对策，抑制底水锥进，既可减少注汽量又可提高单井产能。

（2）对于层间差异大、层间矛盾突出的油藏，当层间渗透率级差大于2、隔层厚度大于3 m时，可采用分层注汽提高纵向动用程度。

（3）原油黏度小于5×104mPa·s的油藏，可只注蒸汽开发；原油黏度大于5×104mPa·s的油藏，可利用CO2增能降黏；原油黏度大于8×104mPa·s的油藏，再增加降黏剂降黏。

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编辑：赵川喜

2018–01–05

尹小梅, 硕士，工程师，1985年生，2010年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发专业，现从事稠油油藏开发工作。

国家科技重大专项课题“胜利油田特高含水期提高采收率技术”子课题“整装油田特高含水期提高采收率技术”(2011ZX05011-002)。

1673–8217（2018）04–0098–03

TE345

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