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[摘 要]随着油田开发难度的逐年增大，稠油注汽开发吨油生产成本逐年上升，开发质量效果呈一定下降趋势，提高油田稠油注汽开发质量成为一项重要的研究课题。为切实提高稠油开发水平，运用数模技术，通过优化注汽参数、改善注汽效果，优化注汽方式，有效抑制汽窜，优化合理井网井距、增加热受效储量，优化空心杆掺水工艺、提高油井产量等一系列的优化措施，使油田的稠油油藏的得到了高效开发。
[关键词]稠油 注汽 参数优化
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）24-0024-01
1 引言
近几年来， 油田稠油注汽开发系统把提高系统效率和注汽开发质量作为重点攻关课题，不断强化油井管理，加大注汽质量监督，以及注汽开发生产工艺增油措施和系统节能技术改造力度，取得明显效果。但随着油田开发难度的逐年增大， 稠油注汽开发吨油生产成本逐年上升，开发质量效果呈一定下降趋势，提高油田稠油注汽开发质量成为一项重要的研究课题。
2 实施方案优化提升开发水平
2.1 优化注汽参数，改善注汽效果
2.1.1 合理周期注汽量，保证地层能量补给
同样干度下，注汽量越多（注入强度越大），增油量越多，但油汽比下降。
通过建立数学模型和转注作业过程中测压数据，确定目前直井合理的注汽强度为180-200吨/米，水平井注汽强度为15-18吨/米。
2.1.2 保证注汽干度，提高单位体积蒸汽热晗值
在相同注汽量下，干度越高，加热半径扩大，效果越好。
为使油井充分受热，要求200m井段水平井的井底干度，不低于30%，直井井底干度40%，井口注汽干度不低于70%，才能取得较好的吞吐效果。
2.1.3 控制注汽压力，保证注汽速度、干度，防止地层出砂
压力过高会造成：1、汽速度过慢，热损失过大，井底干度难以保证；2、容易破坏防砂形成砂墙，造成出砂。
数模优化表明，直井最优注汽速度为250m3/d（10.4t/h），水平井300m3/d（12.5t/h）。
目前注汽速度9-10.5t/h， 注汽压力12-18MPa，注汽压力需提高到14-20MPa。
2.1.4 优选伴注药剂，减少热能损失，防止地层水敏
优选合理的注汽伴注药剂，不仅能够降低注汽压力，增加油井周期采油量，还能够有效地保护地层，防止地层损害。目前管理区吞吐伴注的药剂主要有：二氧化碳、氮气、薄膜扩展剂和高温粘土稳定剂四种类型。
伴注二氧化碳+薄膜扩展剂增油机理：对于原油粘度高，地层能量低的油井起到增能助排；降低原油粘度；降低油水界面张力，提高洗油效率的作用，改善稠油特别是薄层稠油油藏开发效果。
伴注氮气增油机理：压缩系数大增能助排；起到隔热作用，减少热能在井筒的损失，增加地层弹性能量和扩大加热范围。二氧化碳+薄膜扩展剂+高温粘土稳定剂增油机理：在二氧化碳+薄膜扩展剂基础上增加了防止水敏、保护地层的作用。
2.2 优化注汽方式，有效抑制汽窜
08年以来，随着油井生产轮次增加，汽窜井组越来越多。针对注汽时高渗透层吸汽能力强，汽窜干扰的问题，区块探索并应用优选多井组合注汽的方式，可分为一台锅炉交迭注汽吞吐和两台锅炉同注同焖两种。
2.2.1 交迭吞吐方式
将位置集中、汽窜严重的油井分两组，第一组注汽时，第二组的油井控关，当第一组注汽结束第二组开始注汽时，第一组油井暂时不开井，等到第二组油井注汽结束时第一组开井，第二组井焖后开井，以保证注入能量的充分利用。这在G43P53和G43P43的组合注汽得到很好的应用。
2.2.2 同注同焖
一台锅炉： 一台锅炉向两口汽窜油井同时注汽，曾在G43P50、G43P60两口井试验，由于油层物性差异，蒸汽全向油性物性好，渗透率高的G43P60注入，G43P50注汽压力高，注不进，试验不成功。
两台锅炉： 两台锅炉在汽窜干扰严重的区域，将位置相对集中、相互汽窜的油井同组注汽，同时焖井，以减少油井间的互窜，在G43P51和G43P61井试验，注汽效果较好。
2.3 优化合理井网井距，增加热受效储量
根据数模结果分析，G424块含油饱和度只在井点附近及水体能量充足的油水边界附近有所降低。区块整体水淹较轻，剩余油富集程度较高，具有较好的井网加密条件。
针对高424井数少（加密前仅为16口），井距大，采油速度低，采收率低的局面，今年对本块实施了井网加密，预计投产新井13口，增加日油水平55.1t，采油速度提高0.77%。
2.4 优化空心杆掺水工艺，提高油井产量
原理：加热到70-85℃左右的油田污水，经井口高压软管、空心杆进入油管，与泵上原油混合后，出液温度可达70℃左右，从而达到降粘抽稠目的。
目前管理区共有空心杆掺水油井26口，泵上空心杆掺水工艺井的最大载荷有所下降、最小载荷有所上升，稠油及平衡率提高，同时降有效地降低了由于负荷过重、抽油杆疲劳造成杆断脱。
3 认识和结论
3.1 通过合理注汽量，控制注汽压力和注汽速度，保证注汽干度，才能保证良好的注汽效果
直井合理的注汽强度为180-200吨/米，水平井注汽强度为15-18吨/米；水平井的井底干度，不低于30%，直井井底干度40%，井口注汽干度不低于70%，才能取得较好的吞吐效果。直井最优注汽速度为250m3/d（10.4t/h），水平井300m3/d（12.5t/h），注汽压力控制在14-20MPa。
3.2 优选合理的注汽伴注药剂，不仅能够降低注汽压力，增加蒸汽洗油效率，提升油井周期采油量，还能够有效地保护地层，防止地层损害
3.3 对于吞吐汽窜井组，交迭吞吐注汽方式和同注同焖（两台锅炉）能有效缓解油井窜通矛盾，提高热能利用率，改善汽窜井组注汽热采效果
3.4 通过空心杆掺水工艺，并根据掺水公式对掺水量进行动态优化，能有效降低原油粘度和油井负荷，从而降低稠油杆断躺井频次，提高油井产量
4 结束语
随着我国东部油田整体进入特高含水期深度开发阶段，稠油开发已经成为重要产能接替阵地，做好稠油区块稳产工作对于老油田实现可持续发展具有重要现实意义。要提高稠油注汽开发质量效果，必须加强吞吐井管理，强化蒸汽吞吐开发效益，减少注汽过程中的热损失，完善汽驱井和水平井配套工艺，强化注汽过程质量监督， 积极开展稠油注汽开发技术研究，优化稠油开发增效技术，提高稠油举升能力，定能收到良好的工作效果。
参考文献
[1] 朱益飞，潘道兰.影响孤东油田注汽系统效率的因素及对策[J].石油工业技术监督2007，23（7）：44-46.
[2] 朱益飞.稠油开采节能技术的降稠方式分析[J].石油工业技术监督2010，26（7）：56-58.
[3] 霍广荣，李献民，张广卿.胜利油区稠油油藏热力开采技术[M].北京：石油工业出版社，1999.
[关键词]稠油 注汽 参数优化
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）24-0024-01
1 引言
近几年来， 油田稠油注汽开发系统把提高系统效率和注汽开发质量作为重点攻关课题，不断强化油井管理，加大注汽质量监督，以及注汽开发生产工艺增油措施和系统节能技术改造力度，取得明显效果。但随着油田开发难度的逐年增大， 稠油注汽开发吨油生产成本逐年上升，开发质量效果呈一定下降趋势，提高油田稠油注汽开发质量成为一项重要的研究课题。
2 实施方案优化提升开发水平
2.1 优化注汽参数，改善注汽效果
2.1.1 合理周期注汽量，保证地层能量补给
同样干度下，注汽量越多（注入强度越大），增油量越多，但油汽比下降。
通过建立数学模型和转注作业过程中测压数据，确定目前直井合理的注汽强度为180-200吨/米，水平井注汽强度为15-18吨/米。
2.1.2 保证注汽干度，提高单位体积蒸汽热晗值
在相同注汽量下，干度越高，加热半径扩大，效果越好。
为使油井充分受热，要求200m井段水平井的井底干度，不低于30%，直井井底干度40%，井口注汽干度不低于70%，才能取得较好的吞吐效果。
2.1.3 控制注汽压力，保证注汽速度、干度，防止地层出砂
压力过高会造成：1、汽速度过慢，热损失过大，井底干度难以保证；2、容易破坏防砂形成砂墙，造成出砂。
数模优化表明，直井最优注汽速度为250m3/d（10.4t/h），水平井300m3/d（12.5t/h）。
目前注汽速度9-10.5t/h， 注汽压力12-18MPa，注汽压力需提高到14-20MPa。
2.1.4 优选伴注药剂，减少热能损失，防止地层水敏
优选合理的注汽伴注药剂，不仅能够降低注汽压力，增加油井周期采油量，还能够有效地保护地层，防止地层损害。目前管理区吞吐伴注的药剂主要有：二氧化碳、氮气、薄膜扩展剂和高温粘土稳定剂四种类型。
伴注二氧化碳+薄膜扩展剂增油机理：对于原油粘度高，地层能量低的油井起到增能助排；降低原油粘度；降低油水界面张力，提高洗油效率的作用，改善稠油特别是薄层稠油油藏开发效果。
伴注氮气增油机理：压缩系数大增能助排；起到隔热作用，减少热能在井筒的损失，增加地层弹性能量和扩大加热范围。二氧化碳+薄膜扩展剂+高温粘土稳定剂增油机理：在二氧化碳+薄膜扩展剂基础上增加了防止水敏、保护地层的作用。
2.2 优化注汽方式，有效抑制汽窜
08年以来，随着油井生产轮次增加，汽窜井组越来越多。针对注汽时高渗透层吸汽能力强，汽窜干扰的问题，区块探索并应用优选多井组合注汽的方式，可分为一台锅炉交迭注汽吞吐和两台锅炉同注同焖两种。
2.2.1 交迭吞吐方式
将位置集中、汽窜严重的油井分两组，第一组注汽时，第二组的油井控关，当第一组注汽结束第二组开始注汽时，第一组油井暂时不开井，等到第二组油井注汽结束时第一组开井，第二组井焖后开井，以保证注入能量的充分利用。这在G43P53和G43P43的组合注汽得到很好的应用。
2.2.2 同注同焖
一台锅炉： 一台锅炉向两口汽窜油井同时注汽，曾在G43P50、G43P60两口井试验，由于油层物性差异，蒸汽全向油性物性好，渗透率高的G43P60注入，G43P50注汽压力高，注不进，试验不成功。
两台锅炉： 两台锅炉在汽窜干扰严重的区域，将位置相对集中、相互汽窜的油井同组注汽，同时焖井，以减少油井间的互窜，在G43P51和G43P61井试验，注汽效果较好。
2.3 优化合理井网井距，增加热受效储量
根据数模结果分析，G424块含油饱和度只在井点附近及水体能量充足的油水边界附近有所降低。区块整体水淹较轻，剩余油富集程度较高，具有较好的井网加密条件。
针对高424井数少（加密前仅为16口），井距大，采油速度低，采收率低的局面，今年对本块实施了井网加密，预计投产新井13口，增加日油水平55.1t，采油速度提高0.77%。
2.4 优化空心杆掺水工艺，提高油井产量
原理：加热到70-85℃左右的油田污水，经井口高压软管、空心杆进入油管，与泵上原油混合后，出液温度可达70℃左右，从而达到降粘抽稠目的。
目前管理区共有空心杆掺水油井26口，泵上空心杆掺水工艺井的最大载荷有所下降、最小载荷有所上升，稠油及平衡率提高，同时降有效地降低了由于负荷过重、抽油杆疲劳造成杆断脱。
3 认识和结论
3.1 通过合理注汽量，控制注汽压力和注汽速度，保证注汽干度，才能保证良好的注汽效果
直井合理的注汽强度为180-200吨/米，水平井注汽强度为15-18吨/米；水平井的井底干度，不低于30%，直井井底干度40%，井口注汽干度不低于70%，才能取得较好的吞吐效果。直井最优注汽速度为250m3/d（10.4t/h），水平井300m3/d（12.5t/h），注汽压力控制在14-20MPa。
3.2 优选合理的注汽伴注药剂，不仅能够降低注汽压力，增加蒸汽洗油效率，提升油井周期采油量，还能够有效地保护地层，防止地层损害
3.3 对于吞吐汽窜井组，交迭吞吐注汽方式和同注同焖（两台锅炉）能有效缓解油井窜通矛盾，提高热能利用率，改善汽窜井组注汽热采效果
3.4 通过空心杆掺水工艺，并根据掺水公式对掺水量进行动态优化，能有效降低原油粘度和油井负荷，从而降低稠油杆断躺井频次，提高油井产量
4 结束语
随着我国东部油田整体进入特高含水期深度开发阶段，稠油开发已经成为重要产能接替阵地，做好稠油区块稳产工作对于老油田实现可持续发展具有重要现实意义。要提高稠油注汽开发质量效果，必须加强吞吐井管理，强化蒸汽吞吐开发效益，减少注汽过程中的热损失，完善汽驱井和水平井配套工艺，强化注汽过程质量监督， 积极开展稠油注汽开发技术研究，优化稠油开发增效技术，提高稠油举升能力，定能收到良好的工作效果。
参考文献
[1] 朱益飞，潘道兰.影响孤东油田注汽系统效率的因素及对策[J].石油工业技术监督2007，23（7）：44-46.
[2] 朱益飞.稠油开采节能技术的降稠方式分析[J].石油工业技术监督2010，26（7）：56-58.
[3] 霍广荣，李献民，张广卿.胜利油区稠油油藏热力开采技术[M].北京：石油工业出版社，1999.