浅层稠油提高采收率途径分析

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1、浅层稠油提高采收率途径分析　　DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.11.144　　摘要：新疆油田浅层薄油藏已经历了31年的开发历程，其中22年在百万吨以上，随着开发时间延长，经济储量已全部动用，使近年来油藏递减速度加快，年产量已下降到百万吨以下。在没有新经济储量增加的情况下，生产单位通过试验进行提高单井注入蒸汽干度（高干度注汽）带来蒸汽效益的提升，同时辅以提压、选层、分层注汽措施，有效地提升油藏开发品质。公司已连续3年达到100万t以上，使得其他各?生产经营指标也得以提高，

2、实现了稠油老区有质量、有效益地可持续发展。该做法也可供其他浅层稠油油藏中后期开发提供一定借鉴。　　关键词：浅层薄油藏稠油老区高干度注汽选层注汽提压注汽　　中图分类号：TE345文献标识码中：A文章编号：1674-098X（2017）04（b）-0144-02　　1油藏概况及现状分析　　1.1油藏概况　　新疆克拉玛依油田浅层稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘，油藏埋藏浅160～400m，射开厚度7～20m，平均有效厚度8.5m，距克拉玛依市区约40km。原油性质具有“三低四高”特点。按开发层块、原油粘度、油层厚度、

3、储层物性、生产效果等条件，浅层稠油油藏可划分为齐古组砂岩普通―特稠油、齐古组砂岩、克拉玛依组砾岩、石炭系火山岩油藏等5种类型[1]。1984年投入开发以来，经历了30余年开发历程，年产量自1989年起已连续22年保持在百万吨以上。　　1.2现状分析　　截至2015年底，已核实累积产油3123.29×104t，总采出程度26.1%。随着油田开发的不断深入，优质储量已全部动用，剩余2000×104t未动用储量多为黏度大于100×104mPa?s超稠油难采储量，以现有开发工艺条件与开采手段不足以达到预期开采效果。

4、具体表现为采出程度高、蒸汽注入效果差、老区油藏蒸汽超覆、汽窜、高含水及带病生产井增多，严重制约了老区油井的生产能力。　　2采取的降汽增效措施及分析　　2.1实施提高蒸汽干度注汽　　注汽锅炉是油田注蒸汽热采的关键设备，在2013年前，大多采用普通锅炉（23t）向开采层注入干度适当的高压蒸汽（注入干度≤70℃）进行开采。由于大部分生产井经过多年开采，油藏中轻质组分不断采出使得地下原油黏度增高，超稠油所占比重加大，原用于开发普通稠油的蒸汽干度标准已不能满足生产需求，部分难采剩余油仍无法有效驱替。　　具体做法：对普

5、通锅炉进行改造；调整燃烧工况，根据锅炉天然气压力波动、蒸汽出口压力等情况对锅炉设备进行调整，使其具备燃烧高干度湿蒸汽。通过调整加控制将饱和蒸汽干度提高了10个百分点，即注入蒸汽干度≥80℃，整体对注入井有效提升注入饱和蒸汽质量，使油藏驱替效果更加完全。效果检查：超稠油Ⅰ类、特稠油II类（齐古组砂岩普通-特稠油，原油黏度20℃>50000mPa?s～<20000000mPa?s，产油比例占66.7%）吞吐井提高干度后，注汽效率提升幅度最大，采油水平增加10%；普通稠油井口温度上升幅度在12℃左右、动液面升高；

6、蒸汽驱区域主要表现为井口温度上升较快、动液面升高。　　2.2实施选层注汽、提高吞吐井剖面动用程度　　油井进入高轮次生产期后，储层非均质性，蒸汽超覆加剧，层间吸汽能力差异进一步加大，油层动用越不均衡。从统计数据和产液剖面资料显示，油层上部小层产液能力贡献率占70%，为主要动用层，中、下部油层贡献率仅占30%。为释放小层生产能力，改善其吸汽状况，针对不同沉积特点的油层，对吞吐井采取不同的注汽工艺。参数设计：建立选层注汽筛选标准，储层跨度大于15m，隔层厚度大于3m，采出程度大于20%，6轮以上油井优先选层注汽。

7、具体做法：对反韵律油层的吞吐井在转轮注汽时加放封隔器，优先对矛盾最突出的下部小层进行单层选注；对复合韵律油层的吞吐井采取滑套式分注合采工艺，改善剖面动用程度。效果检查：2013―2015年实施选层注汽365井次，累计增油3.8×104t，措施井油汽比增幅68%，含水降幅5%，吞吐区域油层纵向动用程度提高3.2%，增加可采储量249.6×104t。　　2.3实施提压注汽、提高蒸汽注入有效性　　采用一炉多井的注汽方式，受平面非均质性的影响，注汽过程中平面上蒸汽存在偏流，同注的吞吐井吸汽能力差异大，部分井不能有效

8、吸汽，吞吐轮次越高、矛盾越突出；另一方面，渗透率较低的砂砾岩及砾岩油藏由于注入压力高，管网承压不能满足部分油井的有效注汽；但这部分区域渗透率低、储量高，开发十余年采出程度仅11.3%，油井普遍含水高，油汽比低，有开发前景。为提高此类油井动用程度，采用活动锅炉对低渗砂砾岩储层油井进行点对点单炉提压注汽。通过现场试验，单井产油水平平均提高1.2t/d，有效注入井比例提高22%。为了提高措施效益、规模推广，在砂砾岩油藏