吕谋
中国石油化工股份有限公司河南油田分公司采油二厂 河南南阳 473401
摘要：稠油热采油藏高周期吞吐汽窜频繁，注汽井注汽时大部分蒸汽沿汽窜通道窜流至对应采油井，形成无效蒸汽波及，蒸汽热利用率低，单井吞吐开发效果差，井间剩余油难以有效动用；稠油边水油藏汽窜形成后，边水沿汽窜通道向高部位推进，区块水淹加剧，整体开发效果较差。集成应用热化学工艺技术，合理划分治理区域，配套堵窜、增能、降粘技术，优化注采工艺参数，扩大蒸汽有效波及体积，改善区域开发效果。
关键词：稠油热采；热化学；区域综合治理；提高热利用率
1 稠油热采开发现状
1.1油藏特征
河南油田东部稠油热采共投入开发井楼、古城、新庄及杨楼四个油田，主要分布在盆地边缘地带，距物源近，沉积类型多，断层发育，构造复杂，主要为断鼻油藏和岩性油藏，主要含油层系为古近系核桃园组二、三段，含油面积21.56km2，动用地质储量 3874.19万吨, 油藏埋深90-950m、油层单层厚度1-4m、原油粘度1000-160000mPa.s、油层成岩性差胶结疏松、开发单元含油面积0.1-2.0 k㎡，油层孔隙度平均为28%～34%，渗透率为1～5μm2，含油饱和度60%～80%，油藏具有“浅、薄、稠、散、小”的地质特征。
1.2 开发现状
河南油田稠油油藏以注蒸汽吞吐开采为主，经过30年的开发，目前已进入高周期吞吐，平均单井吞吐周期16个，受非均性影响，稠油高周期吞吐后汽窜、地层亏空严重，开发效果效益持续变差，呈现“四低一高”的特点：压力保持水平低、采油速度低、日产油水平低、油汽比低，吨油操作成本高。部分稠油油藏具有边水，随着吞吐轮次的增加，边水由低部位向高部位推进，区块水淹加剧，整体稠油热采区块采出程度较低，汽窜区域采出程度仅21.3%，水淹区域采出程度仅为11.6%，整体开发效果较差，仍具备改善开发效果的物质基础。
2存在问题
2.1 汽窜严重影响热利用率
汽窜是影响油井生产效果的主要因素，汽窜形成后，吞吐时注入的大部分蒸汽沿汽窜通道窜流至对应汽窜井，形成无效蒸汽波及，蒸汽热利用率低，单井吞吐开发效果差，井间剩余油难以有效动用。河南油田稠油热采区块，平均年汽窜超500井次，年影响产量达到3800吨。
2.2 水淹加剧影响开发效果
边水油藏开发效果变差的原因：一是随着吞吐轮次的增加，边水侵入更进一步加剧，能量增强，仅靠氮气辅助措施难以有效抑制边水推进；二是随着吞吐轮次的增加，区块汽窜程度加剧，边水沿汽窜通道推进至油层高部位，单井点治理和单一措施类型治理难以取得较好的效果；三是采取单井逐层上返开发方式，单井效果变差后返至其它层生产，首先变差的是构造低部位油井，其返层后，原生产层失去低部位井排边水的的保护作用，边水侵入速度加快，迅速向高部位推进，进而影响整个层的开发效果。
3 区域治理技术研究
3.1 面积式组合蒸汽吞吐
面积式组合蒸汽吞吐是将若干个邻近的同层位生产井组合在一起，同时注汽、焖井、采油的一种蒸汽吞吐方式。经过多轮蒸汽吞吐开采的油藏压力水平较低时，利用反复的同注、同焖、同采过程中，油层压力呈现出的规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，达到改善吞吐效果的目的。大量实践证明，面积组合吞吐能使注入蒸汽发生平面转向，改善汽窜层的平面波及范围，提高蒸汽热利用率；同时，相比单纯组合注汽吞吐，氮气及调剖辅助组合吞吐能有效扩大蒸汽的纵向波及，改善单元整体开发效果。
图3-1面积式组合蒸汽吞吐机理
3.2 立体抑水技术
分区立体控水技术：无边水层做好层系整体开发的参数优化；轻边水层做好分区治理，主流区低部位加强排液，中高部位生产，扰流区低部位抑水；强边水能量层中低部位油井已见水，边水整体向上推进，重点要做好高部位的油井抑水挖潜，可配套中低部位油井的提液、封堵等措施；弱边水能量层对不同部位水淹状况、剩余油分布状况差异采取分区域治理，整体提高水淹区储量动用程度。
4 区域综合治理工艺与参数优化
开展区域综合治理，从层区选择、调剖井决策技术优化、氮气助排、化学辅助降粘、注汽工艺优化、生产制度优化六个方面优化面积组合治理实施方案。
4.1 层区治理优选标准
优选区域面积窜，汽窜通道3-10条、热连通较好、单井多轮次吞吐后窜流严重，蒸汽利用率低的薄互层区域以及区域汽窜通道3-10条、边水沿汽窜通道指进造成单井吞吐效果差的边水区域为试验区，再根据采出程度、压力保持水平以及边水能量标准优选井层，最终确定适宜面积组合吞的潜力层区。
4.2 汽窜井调剖决策与优化
面积组合吞吐试验区的主要矛盾即为汽窜，其次为边水，通过对关键节点即区块边界、汽窜中心、低部位边水强淹井采取高强度调剖封窜，并通过多轮次转换重点治理井、高低强度调剖间隔实施提高多轮次面积组合吞吐井组效果，具体调剖工艺则应根据单井主要矛盾、孔渗条件、井下管柱请款等进行相应优化。
4.3 氮气增能助排工艺
面积组合吞吐井组中汽窜相对不严重、边水能量较弱油井，通过配套氮气辅助吞吐措施，一方面利用前置氮气封堵汽窜、边水，另一方面通过混注或后置氮气增能助排。具体根据单井主要矛盾、采出状况、原油性质对注氮量及及段塞注入方式进行优化。
4.4 化学辅助降粘工艺
主要针对特超稠油油藏，在正常注汽、调剖等基础上辅助配套降粘、二氧化碳采油等技术，进一步提效。具体降粘工艺应根据原油粘度、采出程度及汽窜情况优化。
4.5 注气量与注汽工艺优化
注汽量主要根据压力保持水平不同、采出状况不同、水淹强度、地层温度等差异配注。注汽组合，除了充分考虑地面管网、锅炉能力、工艺配套及吸汽相当的原则外，还应尽量保证调剖井与调剖井组合，辅助治理井与辅助治理井组合。注汽顺序则从低压区区域往高压区域注汽、高部位向构造低部位依次注汽。
4.6 热采生产制度优化
合理的采液强度能进一步发挥面积组合吞吐油井潜力，提高井组蒸汽有效利用率。薄互层油藏根据采出程度、压力保持水平不同采液强度不同；边水油藏则根据构造位置、水淹状况及潜力大小确定合理的采液强度，合理的放喷转抽顺序及下一轮次转轮时机。
5 现场应用效果
区域治理实施24个井组，覆盖127井次，其中配套调剖64井次，阶段产油7124吨，增油1817吨，减少无效产液3923吨。通过区域综合治理，区域日产液、综合含水均得到了控制，峰值产油升高，有效产油期延长，区域生产效果得到明显改善。
图5-1区块综合治理前后效果对比图
6 结论及认识
1面积组合治理通过优化组合、参数及工艺配套能有效改善区域生产效果；
2、组合井组内压力保持水平低油井汽量加大后，产能有一定提升，油汽比仍较低，应优选汽窜不严重，采出程度20-30%，氮辅措施仍有效区域提前介入；
3、对潜力区域增加调剖井数，并优化组合，实现调剖井组合、辅助治理井组合，尽量避免偏流。
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