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【摘要】江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区，已经进行了4年的热采试验。针对区块的直井蒸汽吞吐效果差的实际，开展了水平井蒸汽吞吐试验。与直井对比，水平井吸汽能力强、周期产油高，蒸汽吞吐效果较好。但第二周期后水平井含水上升幅度很大，与第一周期相比蒸汽吞吐效果明显变差。
【关键词】水平井；蒸汽吞吐；回采水率
1、区块概况
江37稠油试验区位于松辽盆地西部斜坡江桥、泰来构造带富拉尔基—大兴阶地中段，整体上为东倾的单斜，倾角1.5°左右。其地质储量为19.85×104t，含油面积0.27km2，主要目的层为萨尔图和高台子油层，平均砂岩厚度6.4m，有效厚度4.5m，有效孔隙度33.1%，空气渗透率783×10—3um2，属于高孔、中高渗透稠油油层。
2、水平井开发现状
江37—平1井于2009年8月投产，砂岩厚度1.8m，有效厚度0.7m，第一轮蒸汽吞吐累积注汽1847t，平均注汽干度95.0%，整个周期累积产油847t，产水373t，回采水率20.2%。整个周期该井含水一直保持在较低水平（20%—30%），吞吐后期含水有所上升。
2010年7月该井进行第二轮蒸汽吞吐，累积注汽2252t，平均注汽干度93.0%，截至目前周期产油1091t，产水2603t，回采水率115.6%。目前该井处于第二周期蒸汽吞吐末期，平均日产液6.4t/d，日产油1.3t/d，含水79.1%。
3、原因分析
从现场生产数据分析，该井第二轮蒸汽吞吐含水高、效果差的主要原因为其第一轮蒸汽吞吐回采水率低。
3.1第一轮回采水率低的原因分析
水平井正常吞吐采油阶段排水期比直井短，稳定含水值比直井偏高，这与水平井注汽强度小，加热半径较小，注入蒸汽和凝析水推进不远有关。由于上述原因，水平井周期回采水率比直井高。
从试验区可对比的直井生产数据（表1）分析，第一轮蒸汽吞吐回采水率比高的油井其第二周期的含水上升幅度低，而第一轮蒸汽吞吐回采水率低的油井其第二周期的含水大幅上升，最高上升35%以上。而江37—平1井第一周期的含水反常地低，阶段含水仅为30%，其回采水率仅为20%，过低的回采水率影响了该井第二轮的蒸汽吞吐效果。
3.2回采水率低的不利影响
（1）井筒附近含油饱和度降低
由于水平井注入的蒸汽和凝析水推进不远，未回采出的水大量积存在井筒附近，使井筒附近的含油饱和度降低，导致第二周期含水大幅度上升。
（2）热量的大量损失
測试资料显示：江37—平1井在第二轮注汽期间油层附近干度在60%左右，压力13MPa，温度329℃。在该条件下注入井底的蒸汽总热量为52.4×108kJ，而未被采出300t注入水消耗热量4.1×108kJ，占井底总热量的8%，实际用于加热油层的热量仅占总热量的62%。地下积存的大量注入水，浪费了下一周期的大量热量。导致水平井第二周期吞吐效果变差。
4、治理措施探讨
从以上分析可以看出，江37—平1井吞吐效果差主要是由于地下存水高，该井第一周期地下存水1474t，第二周期注汽2252t，目前地下存水多达3000t。目前最主要的工作是尽可能地排出地下存水，提高周期回采水率。由于蒸汽吞吐方式采油其产量递减快，吞吐初期是产液、产油高峰期，为提高周期产油量和回采水率，应尽可能最大限度地发挥油井生产能力，以采出更多的注入水。
4.1加深泵挂
水平井由于与油层接触面积大，供液能力强，加之生产压差小，其提液潜力很大。目前江37—平1井的泵深为430m，与水平段位置相差300m，泵挂浅、生产压差小直接影响了水平井产液潜力的发挥，后期可以考虑加深泵挂、提高生产压差以提高吞吐效果。
4.2更换潜油电泵
目前试验区使用的塔架式抽油机能够调整的冲次有限，不能大排量地采液，此外由于造斜段、抽油杆的限制，有杆泵能够下入地下的深度有限，不能更好地发挥油井的产油潜力。后期可以考虑更换为潜油电泵。与有杆泵相比，潜油电泵主要有以下优点：
a.操作简单，管理方便，可下入井下的深度较深，能够较好地运用于斜井、水平井中；
b.潜油电泵的变频装置能够方便、及时地改变泵排量，尤其适应蒸汽吞吐油井周期产量变化大的实际情况。
4.3降粘助排
降粘助排剂具有优良的耐温和乳化性能，形成泡沫稳定，与破乳剂配伍性良好，满足稠油热采的开发需要。目前，该技术已在河南稠油油田运用，效果良好。降粘助排剂主要有以下作用：
a.降低油水界面张力，形成水包油乳状液，改善原油流动性。
b.改变岩石表面润湿性，提高回采水率。
c.形成丰富稳定的泡沫，堵塞高渗透率地层。
d.岩石胶结矿物产生一定的收缩作用，增大储层岩石的渗流孔道，降低渗流阻力。
4.4延长周期生产时间
由于受各种生产条件的制约，在其它提高回采水率措施无法实施的情况下，只能通过延长周期吞吐时间的方式来增加排水量，提高油井回采水率。
目前。江37—平1井第二周期生产实践已历时19个月，比第一周期长8个月，周期已采水2603t，占总注入水的64%，是第一周期采水量的7倍，目前地下尚有1123t注入水未被采出。
5、结论
（1）水平井第一周期回采水率低是第二周期高含水的主要原因；
（2）为改善后期水平井蒸汽吞吐效果，必须提高上一周期的回采水率；
（3）加深泵挂、更换潜油电泵、降粘助排、延长周期生产时间是提高回采水率的有效措施。
【关键词】水平井；蒸汽吞吐；回采水率
1、区块概况
江37稠油试验区位于松辽盆地西部斜坡江桥、泰来构造带富拉尔基—大兴阶地中段，整体上为东倾的单斜，倾角1.5°左右。其地质储量为19.85×104t，含油面积0.27km2，主要目的层为萨尔图和高台子油层，平均砂岩厚度6.4m，有效厚度4.5m，有效孔隙度33.1%，空气渗透率783×10—3um2，属于高孔、中高渗透稠油油层。
2、水平井开发现状
江37—平1井于2009年8月投产，砂岩厚度1.8m，有效厚度0.7m，第一轮蒸汽吞吐累积注汽1847t，平均注汽干度95.0%，整个周期累积产油847t，产水373t，回采水率20.2%。整个周期该井含水一直保持在较低水平（20%—30%），吞吐后期含水有所上升。
2010年7月该井进行第二轮蒸汽吞吐，累积注汽2252t，平均注汽干度93.0%，截至目前周期产油1091t，产水2603t，回采水率115.6%。目前该井处于第二周期蒸汽吞吐末期，平均日产液6.4t/d，日产油1.3t/d，含水79.1%。
3、原因分析
从现场生产数据分析，该井第二轮蒸汽吞吐含水高、效果差的主要原因为其第一轮蒸汽吞吐回采水率低。
3.1第一轮回采水率低的原因分析
水平井正常吞吐采油阶段排水期比直井短，稳定含水值比直井偏高，这与水平井注汽强度小，加热半径较小，注入蒸汽和凝析水推进不远有关。由于上述原因，水平井周期回采水率比直井高。
从试验区可对比的直井生产数据（表1）分析，第一轮蒸汽吞吐回采水率比高的油井其第二周期的含水上升幅度低，而第一轮蒸汽吞吐回采水率低的油井其第二周期的含水大幅上升，最高上升35%以上。而江37—平1井第一周期的含水反常地低，阶段含水仅为30%，其回采水率仅为20%，过低的回采水率影响了该井第二轮的蒸汽吞吐效果。
3.2回采水率低的不利影响
（1）井筒附近含油饱和度降低
由于水平井注入的蒸汽和凝析水推进不远，未回采出的水大量积存在井筒附近，使井筒附近的含油饱和度降低，导致第二周期含水大幅度上升。
（2）热量的大量损失
測试资料显示：江37—平1井在第二轮注汽期间油层附近干度在60%左右，压力13MPa，温度329℃。在该条件下注入井底的蒸汽总热量为52.4×108kJ，而未被采出300t注入水消耗热量4.1×108kJ，占井底总热量的8%，实际用于加热油层的热量仅占总热量的62%。地下积存的大量注入水，浪费了下一周期的大量热量。导致水平井第二周期吞吐效果变差。
4、治理措施探讨
从以上分析可以看出，江37—平1井吞吐效果差主要是由于地下存水高，该井第一周期地下存水1474t，第二周期注汽2252t，目前地下存水多达3000t。目前最主要的工作是尽可能地排出地下存水，提高周期回采水率。由于蒸汽吞吐方式采油其产量递减快，吞吐初期是产液、产油高峰期，为提高周期产油量和回采水率，应尽可能最大限度地发挥油井生产能力，以采出更多的注入水。
4.1加深泵挂
水平井由于与油层接触面积大，供液能力强，加之生产压差小，其提液潜力很大。目前江37—平1井的泵深为430m，与水平段位置相差300m，泵挂浅、生产压差小直接影响了水平井产液潜力的发挥，后期可以考虑加深泵挂、提高生产压差以提高吞吐效果。
4.2更换潜油电泵
目前试验区使用的塔架式抽油机能够调整的冲次有限，不能大排量地采液，此外由于造斜段、抽油杆的限制，有杆泵能够下入地下的深度有限，不能更好地发挥油井的产油潜力。后期可以考虑更换为潜油电泵。与有杆泵相比，潜油电泵主要有以下优点：
a.操作简单，管理方便，可下入井下的深度较深，能够较好地运用于斜井、水平井中；
b.潜油电泵的变频装置能够方便、及时地改变泵排量，尤其适应蒸汽吞吐油井周期产量变化大的实际情况。
4.3降粘助排
降粘助排剂具有优良的耐温和乳化性能，形成泡沫稳定，与破乳剂配伍性良好，满足稠油热采的开发需要。目前，该技术已在河南稠油油田运用，效果良好。降粘助排剂主要有以下作用：
a.降低油水界面张力，形成水包油乳状液，改善原油流动性。
b.改变岩石表面润湿性，提高回采水率。
c.形成丰富稳定的泡沫，堵塞高渗透率地层。
d.岩石胶结矿物产生一定的收缩作用，增大储层岩石的渗流孔道，降低渗流阻力。
4.4延长周期生产时间
由于受各种生产条件的制约，在其它提高回采水率措施无法实施的情况下，只能通过延长周期吞吐时间的方式来增加排水量，提高油井回采水率。
目前。江37—平1井第二周期生产实践已历时19个月，比第一周期长8个月，周期已采水2603t，占总注入水的64%，是第一周期采水量的7倍，目前地下尚有1123t注入水未被采出。
5、结论
（1）水平井第一周期回采水率低是第二周期高含水的主要原因；
（2）为改善后期水平井蒸汽吞吐效果，必须提高上一周期的回采水率；
（3）加深泵挂、更换潜油电泵、降粘助排、延长周期生产时间是提高回采水率的有效措施。