[摘要]春光油田春10井区属于中深层稠油油藏，蒸汽吞吐开发存在埋藏深热损失大、粘度高开发困难、生产周期短等问题。改善开发效果，提高注汽质量是关键。文章针对注汽工艺开展研究，现场应用取得了较好的开发效果，对薄层特稠油油藏的开发具有借鉴意义。
　　[关键词]稠油油藏；蒸汽吞吐；工艺；技术；研究
　　[作者简介]邓雨生，中石化河南油田分公司石油工程技术研究院助理工程师，研究方向：采油工程方案编制与研究，河南郑州，450000；张燕利，河南油田分公司石油工程技术研究院助理工程师，河南郑州，450000；柴细琼，河南油田分公司石油工程技术研究院工程师，河南郑州，450000；马利娟，河南油田分公司石油工程技术研究院工程师，河南郑州，450000；刘若虚，河南油田分公司石油工程技术研究院工程师，河南郑州，450000
　　[中图分类号]TE37[文献标识码]A[文章编号]1007-7723（2013）05-0032-0005
　　一、油藏地质概况及注汽难点
　　（一）油藏基本特征
　　春光油田春10井区地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内，构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，北部与红山嘴油田为邻，东北面与小拐油田相接。
　　春10井区按圈闭类型分为断层+岩性油藏；按原油性质分为特稠油油藏。主要含油层位为N1s1Ⅱ2、N1s1Ⅱ1，储层岩性为细中粒岩屑长石砂岩；成分以石英为主含量44%，次为长石含量28%。粒级以细粒为主，平均粒度中值为0.22mm，平均分选系数2.08，分选较好；胶结疏松，胶结类型为孔隙型，泥质含量低，粘土矿物主要以伊蒙混层为主，含量47.33%，伊蒙混层中蒙脱石含量为77.5%，储层存在水敏的潜在因素。
　　根据岩心物性分析，孔隙度取30.2%，渗透率取1.7μm2，含油饱和度取值65%，属高孔、高渗储层。
　　（二）流体性质
　　根据排18井和春10井原油分析结果，春10井区S1Ⅱ2小层地面脱气原油密度为0.9651g/m3，50℃时脱气原油粘度10359mPa.s，油层温度下脱气原油粘度为22517mPa.s，含蜡量：2.32%，凝固点：9℃，含硫0.11，胶质含量16.75m%，沥青质含量5.9m%，饱和烃含量38.07m%，芳香烃含量26.78m%。
　　（三）温度及压力系统
　　跟据春光油田实际测试资料统计，本区块属正常温度压力系统。压力系数为1.02MPa/100m，油层段原始地层压力为9.2～9.8MPa；地温梯度为2.96℃/100m，油层温度42.1～43.8℃。
　　（四）注汽难点分析
　　根据春10井区油藏特点，该区蒸汽吞吐开发主要面临以下难点：
　　1.油藏埋藏较深（平均960m）、水平井深（1320～1420m）、水平段长（200～300m），井筒延程干度下降快、热损失大。
　　2.原油粘度大（22517mPa.s），开采困难，注汽质量要求高。
　　二、注汽工艺研究
　　（一）注汽隔热方式优化
　　春10井区属于中深层稠油油藏，新部署井井深在1320～1420m左右，采用稠油热力参数优化设计软件，对普通油管、普通油管+封隔器、隔热油管+封隔器三种注汽方式下的井筒干度变化情况和不同环空介质下的井筒干度变化进行模拟，为保证注汽效果，选择隔热油管+封隔器，环空注N2注汽隔热方式。
　　（二）注汽参数优化
　　采用稠油热力参数优化设计软件，计算模拟了不同注汽速度下的井筒干度、热损失变化情况。结合油藏相关设计，基本参数设置如下：
　　注汽压力：16.3MPa
　　井口干度：80%、75%、70%
　　隔热方式：隔热油管+封隔器
　　环空介质：N2
　　不同注汽速度下井底干度、热损失结果见表1。
　　从表1对比可知：
　　1.注汽速度越高，井底蒸汽干度越高、热损失越小；

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