爱华网1.前言 阿曼某油田为深层超稠油油藏，发现于1982年，因开采难度大，一直未开发，阿曼石油开发公司于2011年开始在该区块进行单井蒸汽吞吐先导试验，共完成了四周期蒸汽吞吐。 2．基础数据 油藏地质特征。试验井位于Ghaba岩盆南部，该井所在区块整体为一向西半背斜构造，目的层Miqrat，岩性为砂泥岩，地层厚度为116.5m，储层发育良好，净总比为0.997，平均泥质含量为6.1%，平均孔隙度为19.6%，平均含油饱和度为45.6%。该井油藏中深1640m处油藏温度为64℃，油藏压力为16.5MPa，原油重度约为15°API，50℃时粘度为145000mPa·s，为含硫超稠油。油藏类型为边底水构造油藏，油水界面为1678.7m。 油井基础数据。试验井于2010年12月12日完井，完钻深度为1854m，采用7 ″套管完井。射孔层位为Miqrat，射孔井段为1575m-1605m和1610m-1660m，共80m/2层，避射厚度为18.5m。 3．蒸汽吞吐各周期注汽和采油情况 注采管柱。采用杆式泵和真空隔热管作为注采一体管柱，第三、四周期注采管柱改进如下： 更换注汽井口，额定温度由345℃提高到365℃；为减少井筒热损失，更换全井隔热管和热采封隔器，加深隔热管下入深度；管柱底部下入长效压力计，录取注采过程中井底压力和温度资料。 注汽情况。因井口额定温度限制，第一、二周期注汽温度控制在345℃以下；第三、四周期更换井口后，注汽压力和温度提高了，但注入压力接近锅炉的安全极限，仍然难以将注汽温度提高到饱和温度，注汽干度难以保证。 采油生产情况。从总体生产情况看，表现如下特点：产液含水高、平均日产油量低、周期生产时间短；第三周期的生产情况相对较好，平均日产油量高于前周期。 4 注采效果对比分析 4.1注汽效果对比
注汽井口适应性。第一、二周期注汽井口额定工作温度345℃，远低于注汽压力下的饱和温度，制约了注汽质量。第三、四周期在更换注汽井口后，实际注汽温度达到355℃，高于第一、二周期10℃以上，更换井口能满足注汽压力和注汽温度提高的要求，只是由于锅炉的安全报警压力限制了注汽压力和温度的提高。 井筒隔热效果。第三、四周期更换隔热管及封隔器，并加深隔热管深度后，井筒的隔热效果也明显改善，主要表现为：第三、四周期注汽过程套管升高幅度小，表明油套环空热损失相对小；第三、四周期注汽过程中的油、套压差值小，表明封隔器的密封效果好。 注汽及焖井压力对比。各周期注汽及焖井井底压力明显高于前一周期，第四周期注汽压力最高，表明随着注汽轮次增加，注汽过程中油层吸汽更困难。 油层吸汽效果。吸汽剖面分析：井口蒸汽温度低于对应注汽压力下的饱和温度，实际井口及井底蒸汽干度均为0。射孔层位的各井段吸汽能力有差异，1585m-1595m及1630m-1640m吸汽相对好，而在1595m-1605m及1650m-1660m油层不吸汽。 加热效果对比：第三、四周期注汽及焖井期间的油层温度也高于第一、二周期，表明加热效果好于第一、二周期。 生产效果对比。各周期放喷情况对比：第一周期放喷后压力下降极快，放喷液量少，第二周期未放喷，第三、四周期注汽后具有一定自喷能力，也体现了第三、四周期的加热效果好于第一、二周期。各周期生产机采参数对比：从各周期的日产量看，现有抽油机机采参数能够满足举升要求。 稠油开采一般采用“长冲程、小冲次”来减少柱塞阻力，提高泵的充满系数，第三、四周期采取冲程调小，冲次调大进行生产，在含水高的情况下虽然可行，但是如果油井产液含水降低，且随着温度降低，原油粘度增加，这种工作制度就需要调整。 产液温度的对比。第三周期生产产液温度最高为144℃，而一、二周期生产中最高产液温度分别为106℃和95℃，同样表明尽管第三、四周期注汽过程中因注汽压力高，无法提高干度，但注入的温度高于一、二周期，改善了油层的加热效果。 周期生产效果对比。第一、二周期生产效果差。第二周期平均日产油量仅0.53m3/d，综合含水99%，也表明了第二周期的放空注汽效果最差。第三周期生产效果有所改善，平均日产油2.4m3/d，高于第一、二周期的平均日产量。第三周期生产时间过短，第三周期停产前产液温度为89℃，高于油层温度25℃，因管柱断脱不出停产，直接转第四周期，第三周期有效生产期应适当延长。 类似区块蒸汽吞吐对比分析。试验区块油藏地质条件和辽河油田冷41块类似，均属于深层超稠油油藏。冷41块油井在蒸汽吞吐开采前几个周期，由于地层压力高，注汽后足以让超稠油流动的温度场还没形成，加热半径小，注汽效果和生产效果一般都不理想，经过几个周期的降压开采后，油层压力下降，注汽压力降低，吞吐效果变好。 5、存在的问题 注汽压力高，油层吸汽困难。注汽压力高的原因主要有：油层埋藏深，地层压力高；储层为中-低渗透率储层；原油粘度过高；采注比和回采水率较低，各周期地层压力没有下降；粘土矿物膨胀，堵塞近井地带。 油井含水居高不下。测井解释结果显示油层平均含油饱和度为45.6%，油层束缚水被采出，导致含水较高；底水锥进。该井射孔层位底界1660m，距离底水界面仅18.5米，同时在射孔层段底部到油水界面之间存在三个物性夹层，有一定渗透能力，封隔能力弱，有可能导致底水锥进。投产组织时间过长，影响开采效果。 6、结论及建议 结论：试验原油属于超稠油，油层埋藏深，地层压力高，渗透率低，是造成蒸汽注入困难，影响注汽效果的主要因素；高温吸汽剖面测试表明，层内不同井段吸汽能力有差异；目前的隔热管和杆式泵组合的注采一体化管柱、注汽井口及抽油机能满足注汽和采油的要求；注汽后转抽投产组织时间过长，影响了蒸汽吞吐生产效果；产出液的含水高的原因需要进一步落实。 下步建议：落实高含水原因，采取相应找堵水措施。进一步观察生产效果，跟踪含水变化情况和水性化验数据；验窜，看是否存在管外窜槽，如存在，挤水泥封窜；复查固井质量，如不合格，进行二次固井；复核油水界面，证实是否水锥，若水锥，挤灰封堵。 解决注汽压力高问题。适当周期生产时间，降低油层压力；下轮注汽前进行油层预处理。 加快投产节奏：发挥注采一次管柱的优势，不动管柱时考虑不压井作业，避免油层冷伤害，节省作业时间；作业完井后迅速组织抽油机投产。 合理控制生产压差。底水锥进除受油层厚度、油层避射厚度、和隔层厚度影响外，采油速度对底水的锥进影响也很大，建议监测好动液面，制订合理的生产制度来控制生产压差，控制合理的日产量。
