摘要：古城油田泌浅10区属于浅薄层特稠油油藏，经过二十多年的蒸汽吞吐，已进入开发后期，高周期吞吐后，受区域采出程度、汽窜、注采参数等影响，周期递减加大，生产效果变差，通过优化注汽注采参数分析，实施氮气辅助面积注汽、氮气辅助间歇点汽驱等措施，有效地改善了稠油热采吞吐后期开发效果。

　　Abstract：GuchengoilfieldBiqian10districtbelongstotheshallowlayerofsuperheavyoilreservoir，aftersteamhuffandpuffofmorethan20years，developedintothelateperiod，highthroughput，bytheregionalrecovery，steamchanneling，injectionproductionparametersandsoon，decreasingproductioncycleincreased，theeffectofvariation，byoptimizingthesteaminjectionproductionparametersanalysis，implementationnitrogenassistedareaofsteaminjection，nitrogenassistedsteamflooding，intermittentpointmeasures，effectivelyimprovethedevelopmenteffectofthethermalrecoveryofheavyoil.

　　关键词：稠油热采；面积注汽；点汽驱；提高采收率

　　Keywords：heavyoilthermalrecovery；areaofsteaminjection；pointofsteamflooding；improvementofrecoveryefficiency

　　中图分类号：TE345文献标识码：A文章编号：1006-4311（2013）32-0037-02

　　作者简介：忽春旭（1976-），男，河南南阳人，大专，从事石油一线开发工作。

　　1基本情况

　　古城油田泌浅10区位于泌阳凹陷北部斜坡带西北部，断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造，主要含油层位H3Ⅲ-H3Ⅶ油组，叠加含油面积1.4km2，地质储量529×104t，主力油层为Ⅳ7、Ⅳ9、Ⅵ3层。储层以细砂岩为主，平均孔隙度25.46-36.2%，渗透率0.379-6.0272um2，属中孔中渗储层。油藏埋深156.0-503.8m，油层有效厚度1.0-45.2m，单层有效厚度小于10.0m。原油密度0.9407-0.964g/cm3，油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s，按国内稠油分类标准，属于特稠油油藏。泌浅10区1987年投入开发，先后实施了局部一次井网开发、二次井网加密调整，经过二十多年的蒸汽吞吐开采，高周期吞吐后期，周期递减加大，多轮次吞吐后汽窜不断加剧，生产效果明显变差，措施调整难度大。截止2012年12月，全区累计注汽354.07×104t，累计产液378.9×104t，产油84.453×104t，综合含水77.8%，累计油汽比0.24，地质储量采出程度15.9%。日产液637吨，日产油112吨，综合含水82.4%。

　　2影响开发效果的主要因素分析

　　2.1储层非均质性导致平剖面动用不均衡层间动静不均衡主要体现在高孔高渗层因油层物性好，蒸汽吞吐动用程度高，低孔低渗层因物性差动用程度较低，造成部分储量无法动用或动用程度低。厚油层层内受韵律和蒸汽超覆特性影响，上下部和上部动用程度高，中间动用程度低。历年油井水淹状况监测资料显示，强水淹分布在渗透性较高的区域，弱水淹主要分布在渗透较差的区域，厚层上部动用程度高，下部动用程度低（见图1）。

　　2.2高周期吞吐后汽窜严重，严重影响吞吐开发效果

　　通过二十多年的开发，BQ10区油井平均吞吐已达到11.5个吞吐周期，局部区域高达20周期以上，汽窜井次逐渐增多，从单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、面积窜发展，造成注入蒸汽有效波及体积小。汽窜后周围窜通生产井的产液量、温度、含水率上升，但产油量下降，油井生产效果差，甚至无效现象。汽窜不仅影响了注汽井的蒸汽吞吐效果，而且影响了窜通井的生产，热利用率降低。

　　2.3高周期吞吐后期，油藏状况复杂，部分油井注入方式及参数不合理目前BQ10区块采用热化学辅助吞吐主要方式是：氮气助排、泡沫调剖及氮气辅助热处理。部分油井注入方式不合理导致周期吞吐效果变差，如古J51723井在第八周期实施氮气助排，注入氮气40062Nm3，注入蒸汽971m3，周期日均产油1.6t，周期产油292.7t，油汽比达到0.30；第九周期实施氮气助排，注入氮气6865Nm3，注入蒸汽1219m3，周期日均产油仅0.1m，周期产油4t，油汽比0.003；在注汽组合不变，无汽窜干扰的情况下，认为是注采参数发生变化后造成油井生产效果变差。由于采出程度不断升高，近井地带可动油逐渐降低，蒸汽波及半径有限，油井周期间产油量必然逐渐变差，常规注汽方式注入后沿原通道进入，不能够有效波及到未动用原油，导致生产效果差，氮气具有抽提作用，可提高采收率，采用段塞式氮气辅助热处理能高采出程度油井生产效果。如古J51016井，第12周期实施氮气助排注汽876吨，注氮气21423Nm3，周期日均产油0.8吨，油汽比0.17，2012年9月实施氮气辅助热处理注汽后峰值产油6.2吨，周期油汽比0.23，生产效果得到明显改善。

　　3开发后期改善生产效果技术对策

　　3.1优化氮气辅助热处理注采参数，进一步提高储量剖面均衡动用程度自氮气辅助热处理在BQ10区规模应用以来，随着轮次增多，氮气辅助热处理效果也呈逐步变差趋势。结合油井动静态资料，完善了氮气辅助热处理油井选井标准，使措施更具有针对性，更为合理。完善后氮气辅助热处理选井标准：①油层厚度大于3.0米；②渗透率级差在3-5之间，剖面矛盾较为突出；③日产液大于5吨，亏空程度相对较低；④周期末井口产液温度不低于40℃。

　　从油层等静态参数和油井产状等动态参数来确定高动用层段厚度，注氮厚度按高动用段厚度设计，设计注氮半径逐轮递增，轮次间氮气半径递增0.5-1.5米。氮气辅助热处理阶段注入蒸汽量相对较少，油井采注比在3.0以上，多轮次实施后地层能量降低，油井日产液明显下降，需适时采取周期注汽，以补充地层能量，保证油井长期生产效果。

　　2012年1月-2013年8月，泌浅10区实施氮气辅助热处理77井次，注氮气89.02×104Nm3，注汽1.7889×104吨，阶段核实增油4724.8吨，核实油汽比0.27。

　　3.2实施氮气辅助面积注汽，改善汽窜井区生产效果

　　高周期吞吐后期，汽窜呈单向窜、双向窜、面积窜，一口井注汽，周围3-5口发生汽窜，汽窜后油井不出液，套压升高，需要放套管气后或恢复一定时间后方能正常生产，甚至一直处于无效，造成本次注汽无效，严重影响了开发效果。为了解决大面积汽窜问题，并能够继续发挥氮气辅助措施效果，采取氮气辅助面积注汽，面积注汽采取集中注汽后再一起开抽的方式，可以避免正常生产的油井不会因为邻井注汽汽窜而造成躺井，影响产量。注汽方式依然应用氮气辅助技术，汽窜区域油井集中注入氮气，利用氮气特性，可以平衡地层压力系统，封堵优势汽窜通道，注汽时能大大提高了蒸汽及氮气利用率，又能有效抑制汽窜导致油井地层出砂。通过实施氮气辅助面积注汽，面积汽窜问题得了有效解决，油井生产效果得到了明显改善。

　　2013年1-8月，泌浅10区实施氮气辅助面积注汽3个井区26个井次，组合注汽后区域注汽压力提升1.7MPa，井组周期生产温度提升23℃，阶段注汽2.19×104吨，注氮气43.26×104Nm3标方，阶段核实产油0.39×104吨，核实油汽比0.18，完全油汽比0.165，生产效果相对较好。

　　3.3实施氮气辅助间歇点汽驱，改善干扰增油井组生产效果一直以来干扰增油对产量都有很大贡献，但随着轮次增加，干扰增油效果也在变差，分析原因在于井间平面及纵向剩余油富集程度在降低。在氮气辅助技术基础上，结合干扰油井井区采出程度、采注比等动、静态资料，对干扰增井井组实施氮气辅助间歇点汽驱。目的是通过辅助氮气技术提高驱替效率，加大氮气蒸汽注入量，提高蒸汽波及范围，最终实现提高平面及纵向剩余油动用程度，改善干扰增油井组生产效果。2013年在古城油田泌浅10区先后实施古J51117、古585井两个井组，实施氮气辅助间歇点汽驱后，2个井组见效油井7口，见效率70%，井区日产液110.9吨，日产油13.9吨，综合含水87%，与措施前相比，产能提高了11.2吨。

　　4结论

　　①确定合理的氮气辅助热处理选井条件及注采参数，油井生产效果得到改善。②运用氮气辅助面积注汽，提高了氮气、蒸汽利用率，改善汽窜井区生产效果。③运用氮气辅助间歇点汽驱，有效地改善了干扰增油井组生产效果。

　　参考文献：

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　　[3]王进安，岳陆，袁广钧，周志龙，侯天江.氮气驱室内实验研究[J].石油勘探与开发，2004（03）.

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