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摘 要：利用T82油藏参数、饱和度场模拟结果及产油量、注汽压力等现场监测资料，分析了T82特稠油常规蒸汽吞吐高周期递减主要影响因素及周期内、周期间递减规律。分析表明特稠油油藏常规蒸汽吞吐高周期递减主要因素是油层平面、纵面动用程度低，供液能力不足。周期内、周期间油井产量均呈现抛物线状变化。并对T82特稠油油藏投入开发10年来所做稳产措施进行分析评价。
关键词：特稠油；蒸汽吞吐；产量递减
前言
坨82断块位于宁海油田北部、陈家庄凸起南缘，是王庄油田的一部分，断块已投产油井原油粘度最高为76098mpa.s，最低为4935 mpa.s，为特稠油油藏。目前大部分井已进入高周期开采，综合含水84%左右。因此分析T82特稠油蒸汽吞吐递减影响因素、递减规律，研究稳产对策尤为重要。
1 T82吞吐产量递减影响因素分析
1.1 单井蒸汽吞吐加热半径
特稠油蒸汽吞吐进入高周期后，近井地带原油经过蒸汽反复冲洗已基本被蒸汽冷凝水代替，蒸汽吞吐时冷凝水吸收大量热能，加热半径几乎不会再扩大，吞吐只在井底附近进行[1-2]，所以单井蒸汽吞吐加热半径是导致周期产量大幅下降的主要原因。
1.2 油藏地质参数影响
1.2.1 油层厚度
单层厚度小于5米的吞吐井平均单层厚度仅为2.7米，吞吐效果差，平均单井油汽比只有0.52，有效期18天，远远小于单元吞吐井平均68天的有效期。
1.2.2 油层间非均质性
油井经过多周期蒸汽吞吐后，受油层非均质性影响，部分高渗透层中形成蒸汽通道，甚至发生汽窜，使蒸汽利用率下降。蒸汽吞吐进入高周期后，井间汽窜现象突出[3]，油层纵向动用程度降低。
1.2.3 泥质含量影响
坨82断块储层敏感性评价为强—极强水敏，泥质平均13.8%，注汽、作业洗井等过程中的入井液容易引起粘土膨胀堵塞渗流通道，突出表现为转周后有效期短、递减期产能递减快。统计数据表明泥质含量大于15%的吞吐井，平均单层泥质含量为26.11%，平均油汽比仅为0.32，日产油2.3t/d，热采效果差。
1.3 原油粘度影响
蒸汽吞吐以原油加热降粘、改善油的流动性为主，使之能够依靠天然能量或在注入液体的驱动下流动到采油井筒，实现采油的目的。稠油粘度越高，转周后有效期短，产能递减快。T82统计数据表明油汽比小于0.5的吞吐井主要集中在区块两翼的高粘度区域；油汽比大于0.8，吞吐生产效果好的油井集中于区块中部粘度较低的区域；而油汽比在0.5-0.8之间的吞吐井分布于两者的过渡带之间。
1.4 地层压力下降
随着吞吐周期增加，近井地带原油不断被采出，造成近井地带地层压力下降，注汽压力从初期19MP左右，高周期井（7周之上）下降到12MP左右，较低周期井（4周之上）下降到15MP左右。
2 T82吞吐產量递减规律分析
对于常规油藏来说，无论是对产量预测的研究还是对产量递减规律的研究都比较成熟，但是对于坨82断块特稠油油藏水平井和斜井蒸汽吞吐来说，由于其与常规油藏渗流规律不同，导致其开发规律有别于常规油藏。
2.1 周期内产量递减规律
蒸汽吞吐开发的周期内生产过程，依据产能的变化，可分为排水期、高产期（有效期）、递减期、低产期。
排水期将交换热量后形成的冷凝水排出；高产期（有效期）根据蒸汽吞吐效果不同维持时间也存在较大差异；递减期，油井产量下降；低产期，度过递减期后油井产量维持一个较低产量生产。日产油量：于排水期逐渐升高，排水期结束后达到峰值根据吞吐效果维持一段时间后，产量逐渐下降直至低产期后维持一个较低数据。
2.2 周期间产量递减规律
T82油层埋藏较深，在1200m～1260m之间，第一周期注汽形成热通道所需要的破裂压力高，导致注汽压差高，油层吸气困难，干度无法有效提高（甚至为热水驱），生产周期短；注汽质量差，影响第一周期吞吐生产效果。自第二周期开始，地层状况逐渐改善，大部分井在第三周期吞吐生产效果达到最佳，于第四周期开始逐渐降低。
3 T82特稠油高周期吞吐稳产对策
3.1 注汽优化
由于储层敏感性因素复杂，注汽速度太低时，加热上下夹层耗费大量热量，同时管线和井筒热损失大，蒸汽进入井底干度低，无法实现加热降粘效果[7]；注汽速度太高时，易压破油层，造成汽窜，且大量蒸汽将迅速沿大孔道进入油层导致热量不能充分传递给中低渗层[8]。因此，在保证一定干度得情况下，下调注入速度。
注汽初期由于渗流面积小、油稠、乳化等现象影响，井底流体流动困难，注汽启动压力高于正常注汽压力。注汽前注油溶性降粘剂，降低注汽启动压力。
3.2地面生产工艺优化
针对油藏特性优化焖井时间及放喷参数，在生产中根据油压和井口温度确定具体的焖井时间，放喷时根据压力改变油嘴，既能避免排量过大造成防砂失效，又可以使油井快速放喷，减少热量损失。
周期内产油主要集中在高产期和递减期，因此坨82区块在每个周期的回采初期优化生产参数，放大生产压差，将井底流动压力或流动液面降到油层位置，即抽空状态，获取初期阶段的峰值产油量及排水率，增加周期的总产量；并根据地层能量的变化，及时调整生产参数，做到经济效益最大化生产。
3.3 多井同步注蒸汽
针对T82高周期吞吐后井间气串频繁、油层纵向动用程度地、井间剩余油难以动用等难题，将储层物性相近、气串频繁的井作为一个井组同时注汽。蒸汽首先进入动用好的层段，充满后形成高压层段，迫使随后注入的蒸汽进入动用较差的层段，减少汽窜造成的热损失。多井同时注汽，集中建立温度场，有利于热量向低渗层扩散，提高了剩余油动用程度。
4 结论
（1）特稠油单井高周期主要递减因素是原油粘度较大，井底附近流动不易，且随着采出程度增大，油层平面、纵面动用程度降低，地层压力下降较快使油井供液能力下降。
（2）特稠油采用蒸汽吞吐方式进行开采，无论周期内还是周期间，油井产量呈现抛物线状变化。
（3）井网加密可以极大的动用井间剩余油，提高区块采收率；注汽优化、生产工艺优化、多井同步注蒸汽等应用情况较好，均能减缓蒸汽吞吐高周期井递减速度，但是无法从根本上解决高周期递减矛盾，提高区块采收率。
参考文献：
[1] 窦宏恩，常毓文，于军，等.稠油蒸汽吞吐过程中加热半径与井网关系的新理论[J]，特种油气藏，2006，13（4），58-61.
[2] 孙旭东，冯玉.“一注多采”技术在辽河油田超稠油油藏之中的应用[J].特种油气藏，2004，11[5]：75-76.
[3] 刘尚奇，王晓春，杨立强，等.蒸汽超覆对块状超稠油油藏剩余油分布影响研究[J].特种油气藏，2005，12（1）：29-32.
关键词：特稠油；蒸汽吞吐；产量递减
前言
坨82断块位于宁海油田北部、陈家庄凸起南缘，是王庄油田的一部分，断块已投产油井原油粘度最高为76098mpa.s，最低为4935 mpa.s，为特稠油油藏。目前大部分井已进入高周期开采，综合含水84%左右。因此分析T82特稠油蒸汽吞吐递减影响因素、递减规律，研究稳产对策尤为重要。
1 T82吞吐产量递减影响因素分析
1.1 单井蒸汽吞吐加热半径
特稠油蒸汽吞吐进入高周期后，近井地带原油经过蒸汽反复冲洗已基本被蒸汽冷凝水代替，蒸汽吞吐时冷凝水吸收大量热能，加热半径几乎不会再扩大，吞吐只在井底附近进行[1-2]，所以单井蒸汽吞吐加热半径是导致周期产量大幅下降的主要原因。
1.2 油藏地质参数影响
1.2.1 油层厚度
单层厚度小于5米的吞吐井平均单层厚度仅为2.7米，吞吐效果差，平均单井油汽比只有0.52，有效期18天，远远小于单元吞吐井平均68天的有效期。
1.2.2 油层间非均质性
油井经过多周期蒸汽吞吐后，受油层非均质性影响，部分高渗透层中形成蒸汽通道，甚至发生汽窜，使蒸汽利用率下降。蒸汽吞吐进入高周期后，井间汽窜现象突出[3]，油层纵向动用程度降低。
1.2.3 泥质含量影响
坨82断块储层敏感性评价为强—极强水敏，泥质平均13.8%，注汽、作业洗井等过程中的入井液容易引起粘土膨胀堵塞渗流通道，突出表现为转周后有效期短、递减期产能递减快。统计数据表明泥质含量大于15%的吞吐井，平均单层泥质含量为26.11%，平均油汽比仅为0.32，日产油2.3t/d，热采效果差。
1.3 原油粘度影响
蒸汽吞吐以原油加热降粘、改善油的流动性为主，使之能够依靠天然能量或在注入液体的驱动下流动到采油井筒，实现采油的目的。稠油粘度越高，转周后有效期短，产能递减快。T82统计数据表明油汽比小于0.5的吞吐井主要集中在区块两翼的高粘度区域；油汽比大于0.8，吞吐生产效果好的油井集中于区块中部粘度较低的区域；而油汽比在0.5-0.8之间的吞吐井分布于两者的过渡带之间。
1.4 地层压力下降
随着吞吐周期增加，近井地带原油不断被采出，造成近井地带地层压力下降，注汽压力从初期19MP左右，高周期井（7周之上）下降到12MP左右，较低周期井（4周之上）下降到15MP左右。
2 T82吞吐產量递减规律分析
对于常规油藏来说，无论是对产量预测的研究还是对产量递减规律的研究都比较成熟，但是对于坨82断块特稠油油藏水平井和斜井蒸汽吞吐来说，由于其与常规油藏渗流规律不同，导致其开发规律有别于常规油藏。
2.1 周期内产量递减规律
蒸汽吞吐开发的周期内生产过程，依据产能的变化，可分为排水期、高产期（有效期）、递减期、低产期。
排水期将交换热量后形成的冷凝水排出；高产期（有效期）根据蒸汽吞吐效果不同维持时间也存在较大差异；递减期，油井产量下降；低产期，度过递减期后油井产量维持一个较低产量生产。日产油量：于排水期逐渐升高，排水期结束后达到峰值根据吞吐效果维持一段时间后，产量逐渐下降直至低产期后维持一个较低数据。
2.2 周期间产量递减规律
T82油层埋藏较深，在1200m～1260m之间，第一周期注汽形成热通道所需要的破裂压力高，导致注汽压差高，油层吸气困难，干度无法有效提高（甚至为热水驱），生产周期短；注汽质量差，影响第一周期吞吐生产效果。自第二周期开始，地层状况逐渐改善，大部分井在第三周期吞吐生产效果达到最佳，于第四周期开始逐渐降低。
3 T82特稠油高周期吞吐稳产对策
3.1 注汽优化
由于储层敏感性因素复杂，注汽速度太低时，加热上下夹层耗费大量热量，同时管线和井筒热损失大，蒸汽进入井底干度低，无法实现加热降粘效果[7]；注汽速度太高时，易压破油层，造成汽窜，且大量蒸汽将迅速沿大孔道进入油层导致热量不能充分传递给中低渗层[8]。因此，在保证一定干度得情况下，下调注入速度。
注汽初期由于渗流面积小、油稠、乳化等现象影响，井底流体流动困难，注汽启动压力高于正常注汽压力。注汽前注油溶性降粘剂，降低注汽启动压力。
3.2地面生产工艺优化
针对油藏特性优化焖井时间及放喷参数，在生产中根据油压和井口温度确定具体的焖井时间，放喷时根据压力改变油嘴，既能避免排量过大造成防砂失效，又可以使油井快速放喷，减少热量损失。
周期内产油主要集中在高产期和递减期，因此坨82区块在每个周期的回采初期优化生产参数，放大生产压差，将井底流动压力或流动液面降到油层位置，即抽空状态，获取初期阶段的峰值产油量及排水率，增加周期的总产量；并根据地层能量的变化，及时调整生产参数，做到经济效益最大化生产。
3.3 多井同步注蒸汽
针对T82高周期吞吐后井间气串频繁、油层纵向动用程度地、井间剩余油难以动用等难题，将储层物性相近、气串频繁的井作为一个井组同时注汽。蒸汽首先进入动用好的层段，充满后形成高压层段，迫使随后注入的蒸汽进入动用较差的层段，减少汽窜造成的热损失。多井同时注汽，集中建立温度场，有利于热量向低渗层扩散，提高了剩余油动用程度。
4 结论
（1）特稠油单井高周期主要递减因素是原油粘度较大，井底附近流动不易，且随着采出程度增大，油层平面、纵面动用程度降低，地层压力下降较快使油井供液能力下降。
（2）特稠油采用蒸汽吞吐方式进行开采，无论周期内还是周期间，油井产量呈现抛物线状变化。
（3）井网加密可以极大的动用井间剩余油，提高区块采收率；注汽优化、生产工艺优化、多井同步注蒸汽等应用情况较好，均能减缓蒸汽吞吐高周期井递减速度，但是无法从根本上解决高周期递减矛盾，提高区块采收率。
参考文献：
[1] 窦宏恩，常毓文，于军，等.稠油蒸汽吞吐过程中加热半径与井网关系的新理论[J]，特种油气藏，2006，13（4），58-61.
[2] 孙旭东，冯玉.“一注多采”技术在辽河油田超稠油油藏之中的应用[J].特种油气藏，2004，11[5]：75-76.
[3] 刘尚奇，王晓春，杨立强，等.蒸汽超覆对块状超稠油油藏剩余油分布影响研究[J].特种油气藏，2005，12（1）：29-32.