李可新，孟 婧

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 ，湖北 潜江433123）

潭口稠油热采实践及认识

李可新，孟 婧

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 ，湖北 潜江433123）

潭口稠油为浅层特稠油油藏，通过对潭口南区、北区注汽吞吐采油开发，认识不同井区注汽周期的生产特点。结合井网加密、注氮工艺配套生产，探索潭口稠油油田合理的注汽采油模式，提高蒸汽吞吐的有效性，提高其开发效果。

稠油；周期；吞吐；汽窜；油汽比

1 概况

1．1 地质概况

潭口稠油位于湖北省潜江市王场镇张新乡，构造位置属于江汉盆地潜江凹陷北部潜北断裂带中段，含油面积0．7km2，地质储量53×104t，标定采收率15%。油藏类型为受构造控制的具有气顶的岩性油藏，西部为断层控制，东南部为油水界面。主力含油层系为广三段三砂组，储层物性是中等非均质的高孔高渗储层，为疏松的砂砾岩，以粒间孔为主，孔隙度平均37．6%，渗透率平均10182×10－3um2。地面原油密度（0．9949～0．9992）g／cm3，平均0．997g／cm3，含硫3．8%，凝固点15℃～30℃。温度38℃时地面脱气原油粘度为（14000～109976）mPa·s，为特稠－超稠油油藏。

1．2 开发简况

潭口油田稠油油藏自1987年12月至1991年9月，采用防砂等工艺措施，在潭口广三段南部有26口井进行了常规试油，由于油稠，常规试油效果较差。1990年7月，潭稠1井开始注蒸汽，潭口油田广三段稠油油藏正式投入开发。在潭口广三段南部先后共有18口井投入了蒸汽吞吐试采，有14口井见到产能，累积注汽97井次，注汽量8．56×104t，累积产油1．36×104t，累积产水3．48×104t，油汽比0．16，采出程度0．4%。1993年10月由于燃烧气源不足和开采工艺问题，全部关井。

2006年5月重新动用潭口稠油，重点是北部，初期采用180m井距的方形井网，后加密为90m左右的井网。截止2010年11月底，潭稠北部相继投入油井24口，现开井8口。到2010年11月共完成注汽吞吐193井次，注汽量20．55×104方，耗燃油1．469×104t，井口累计产液量44．98×104t，核实产油量4．08×104t，平均油汽比0．198，采出程度7．56%，累积油汽比0．221。

2 稠油热采的做法及效果

潭口北部稠油以蒸汽吞吐为主要手段开采，注汽干度要求在70%以上，注汽温度在230℃～300℃之间，单井注汽量在1000t左右。每个注汽周期根据其压力变化进行发喷、下泵采油。2008年为提高热采效果，在6口井上开展氮气辅助蒸汽吞吐试验。

2．1 南部稠油恢复

南部从2006年重新启动开发后，恢复5口，新钻井1口，除潭34－7－2井目前在生产外，其它井注汽恢复即高含水，共增油219t。如潭稠斜1井、潭稠斜8井，吞吐1次，无增油量关井。南部总体恢复效果不好，分析其原因是潭口在早期注汽采油后，地层形成高渗透带，使现有蒸汽运移范围大，热量损失大，达不到吞吐采油目的。如，潭稠斜8井，注汽800t，开抽温度只有28℃，只采出4t水。潭34B井注汽3个周期，注汽1318t，共采出1090t，油69t；潭34B在注汽周期开抽第一天98℃，5天后就降为60℃以下，温度低注汽效果变差，效果不好。高部靠近气顶的潭34－7－2井恢复后注汽从2008年3月到目前完成10个注汽吞吐周期，注汽温度下降慢，周期生产时间在（2－3）月以上，目前累积产油在2234t，效果较好。

2．2 油井蒸汽吞吐

潭口稠油以蒸汽吞吐采油为手段，从近几年的开发看，不同时期蒸汽吞吐生产具有不同特点：随着注汽周期的递增，注汽量不断加大，注汽压力呈下降趋势，周期累积产液量不断增加。周期产油量在（2～5）个周期达到很好效果，随后周期产量呈下降趋势。注汽8周期后增油量明显减少，平均周期产量油降为100t以下。综合含水不断升高，单井周期排水天数逐渐延长，焖井时间呈下降趋势。放喷阶段产液量逐渐下降，放喷阶段累积产油量逐渐下降，8周期后无放喷液量。吞吐平均产油量由155t以上降为50t左右。（见表1）

表1 各个周期生产参数对比表

跟踪统计不同注汽时期的油井生产情况，关井的16口井有7口在9周期后水淹差井，目前8口生产井有7井已经到达第10期吞吐以上，平均单井日产液23．3t，日产油2．4t，综合含水，92．7%；吞吐采油处于生产后期。

2．3 井网加密调整

2006年重新开发潭稠，井网以180m方形井网布井。为了提高开发效果，2007年底到2008年初，加密调整5口新井（潭稠斜6－6、潭稠斜6－7、潭稠5－6、潭稠斜5－7、潭稠斜5－8、潭稠斜5－9、潭稠斜5－10）以后，潭稠北部油井的井距平均已经不到100m，井间干扰现象比较严重。发生蒸汽汽窜后，相应油井表现出来“四升一降”的生产特点：温度上升、液量上升、含水上升、动液面上升；油量下降。例如：潭稠斜5－10井于2007年11月21日第二个周期注汽，潭稠斜5－9于同年11月24日温度由48度上升到75度，11月29日温度达到92度，液量由22t上升到34．2t，含水由55．5%上升到92．7%，油量由9．8t／d为2．5t／d，液面由425m上升到376m。

对现有汽窜情况认识对比，互窜井组为：潭稠斜6－6对应潭稠斜6－7，潭稠斜6－7与潭稠5－6；潭44对应潭稠5－6；潭稠斜5－9对应潭稠斜5－10、潭稠斜6－8、潭稠斜5－8；潭稠斜9－16对应潭稠斜9－15、5－6井。汽窜发展由一对一井发展为连遍井。为避免注入蒸汽因汽窜而损失，削弱汽窜影响。汽窜早期焖井后与注汽井一起开抽，例如潭44井，2008年5月17日因潭稠5－6注汽影响停抽焖井，20日与潭稠5－6一起开抽，开抽生产13天后，温度回降到70度，含水由99%下降到90%，产量慢慢恢复后递减。但随着注汽轮次的增加，效果变差，吞吐失效。针对发生干扰的井组已经连片，潭稠斜5－7井、潭稠斜6－7井、潭稠斜9－16井、潭稠斜9－15井等井相继关井。汽窜关井后有选择的保留部分井生产还是可以进一步改善开发效果，提高采收率。潭稠斜5－9汽窜后2009年3月关井，潭稠斜5－10重新注汽6个周期，增油1877t；潭稠斜5－8井吞吐4个周期，增油757t。通过关汽窜井，增大注汽井距，减少发生汽窜，提高了注汽效果。2009年钻调整井二口（潭稠斜4－9，潭稠斜9－12）二口井位于北部气顶附近，投产后生产良好。目前二口井已完成7个注汽吞吐周期，累积油量分别为1620t、1325t。目前生产无汽窜，水淹迹象。

2．4 氮气辅助蒸汽吞吐

为了提高热采效果，2008年5月开展氮气辅助蒸汽吞吐，在6口井上开展氮气辅助蒸汽吞吐试验9井次，累计注氮气19．9266×104Nm3，有效7井次，措施有效率77．8%。对比6口井注氮前后生产情况，注氮效果明显：排水期缩短，产液量下降，减少无效排液6134t；综合含水下降3．8个百分点，日均油量由2．3t上升为3．1t（见表2）。

表2 注氮井生产对比表

汽窜后不宜注氮，潭稠斜5－8井2008年5月27注氮，5月30日汽窜。潭稠斜5－7、潭稠斜5－9、潭稠斜9－14井口均取到氮气样，其中潭稠斜5－7、潭稠斜5－9周期产油量下降。如潭稠斜5－7井在发生氮气窜后，第5周期汽窜后产量为第4周期产量的70．2%，效果明显变差（见表3）。

表3 潭稠斜5－7井与潭稠斜5－8井注氮前后生产对比表

3 结论与认识

（1）摸索合理的注汽吞吐周期是稠油井进一步提高采收率的保证。对井间干扰现象较严重的井组，可对干扰严重的井进行关井，再选合理的注汽井，可有效延长注汽生产周期，提高采收率。

（2）稠油加密井网过小易形成汽窜，不利稠油长期稳定生产。从潭口稠油加密生产看，井距应120m以上较好。剩余油以高部分布为主，调整井选井以气顶附近为主。

（3）潭稠南部选井恢复，可以在高部选井恢复，避免低部边水及注入存水的吸热，有利进一步提高注汽效果。

（4）氮气辅助蒸汽吞吐对开发效果有一定的提高，但从注氮成本与收益比来看，氮气辅助采油无明显经济效益，不宜继续开展。已进行的氮气辅助增油0．8t／d，累积增油没能增加，而注氮日均增加综合成本近2万。

［1］胡常忠．稠油开采技术［M］．北京：石油工业出版社2003．

On the Practices of Thermal Recovery of Tankou Thick Oil Reservoirs and the Lessons Learnt from Them

LI Ke－xin，MENG Jing

（Jianghan Oil Production Plant of Jianghan Oilfield，SINOPEC，Qianjiang Hubei 433123，China）

Tankou thick oil reservoirs are the typical shallow extra－heavy oil reservoirs．In this paper the particular production methods during steam injection cycle of different well areas are illustrated based on the experiences of steam injection and stimulation in the northern and southern part of Tankou．The optimal steam injecting pattern of Tankou thick oil field is discussed to improve the efficiency of steam stimulation and the exploring results while the matching well pattern infilling and nitrogen injection techniques are also taken into account．

Thick Oil；Cycle；Stimulation；Steam Channeling；Oil－Steam Ratio

TE34

A

1009—301X（2012）01—0031—03

2010－12－04

李可新（1966－），男，工程师，1987年毕业于重庆石油学校石油地质勘探专业，现在江汉采油厂从事技术工作。

［责任编辑 郭华玉］