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摘要：海26块是一个依靠注水开发的普通稠油区块，受沉积相变化、储层连通差和原油粘度大等多种因素影响，断块注水开发难度大，注水波及体积系数为53.5%，低于其他注水断块。通过在注水区块注汽，大幅降低原油粘度，提高原油流动性，降低油水流度比，减缓了由于油水粘度比大造成的注水单向突进的影响。但随着注汽轮次的增加，注汽效果越来越差，通过加强平面上和纵向上动用程度分析，在油藏精细描述的基础上，进一步对井位、层位、注汽方式及注汽参数等进行优选，从而改善注汽效果，提高驱油效率。
关键词：选井注汽;选层注汽;注汽参数
1地质特征
海26块以分流河道和分流间湾沉积微相为主，受沉积相带及构造运动影响，不同层位油层平面分布有差异。断块油水关系复杂，具多套油水关系组合，无统一的油水界面。儲层物性好，非均质性强，原油具有高密度、高粘度、低含蜡量、低凝固点性质，为常规普通稠油油藏，地面原油粘度为500-1000mPa·s，地下原油粘度东一段为72.99mPa·s，东二段为43.21mPa·s。原油密度为0.9306g/cm3，含蜡量为4.72%，凝固点为-1℃。地层水水型为NaHCO3型，地层水总矿化度为2921.05mg/L，油层温度为60℃，原始地层压力17.95Mpa。油藏类型为层状边底水油藏及岩性构造油藏。先后经历了基础井网形成、井网加密调整、细分层系+全面注水开发、注水与注汽相结合开发阶段。
2目前开发中存在的问题
2.1注汽效果逐轮变差
在海26块开展的蒸汽吞吐热采试验取得了阶段性成果，注汽年增油保持在0.8万吨以上，断块年产油保持10万吨不降，但随着注汽轮次的增加，注汽效果越来越差。共实施注汽井45口，有效36口，有效井中第一轮注汽的17口，平均单井累产油774吨，油汽比1.04;第二轮注汽的11口，平均单井累产油533吨，油汽比0.74;第三轮以上注汽的8口，平均单井累产油306吨，油汽比0.4。
2.2注汽选井、选层难度加大
前期遵循“四优选、四尝试”原则选择不同类型12口直井进行吞吐试验。分别为优选无水驱井、优选浅层井、优选单层厚层井、优选粘度高井;尝试水驱差井、尝试深层井、尝试多层薄层井、尝试粘度低井。而在后期扩大实施规模过程中主要从部位、井类、层位、井况等方面对注汽井进行了优选。截至目前优选注汽井82口，占目前油井总数35%，符合原有选井原则的井越来越少，选井难度逐年加大，几乎面临了无井可选的情况，亟需拓展选井思路。
2.3注汽方式、注汽参数等仍需优化
受储层非均质性的影响，导致油层纵向动用不均，注汽过程中高渗层和低渗层吸汽量不均，油井吞吐效果逐周期变差。前期制定的注汽方案已经无法适用于经过多轮注汽后的油井，如果继续注汽生产，既容易造成汽窜、水淹、含水上升加快等影响油井生产效果，又浪费大量热能，这就要求要制定更加科学合理的注汽方式以及注汽参数。
3选层注汽技术的创新做法
3.1平面上选井由复杂断块区转向分采区边部
前期注汽生产井主要选在了海26块水驱程度低的复杂断块区，而忽视了同样水驱效果不理想的分采区边部，其中一些井为长期低效井，由于原油粘度大，注水开发效果差，地层能量得不到补充，有的甚至已经停产关井。通过加大这一区域的研究力度，优选单层厚度较大、物性好、剩余储量较大的油井进行注汽。共选取油井11口，有效9口，累计注汽11845方，阶段累产油4731吨，阶段油汽比0.4，取得了良好的效果。
3.2纵向上优选层位注汽
海26块大部分油井开发按照逐层上返生产的原则，上部发育东一段油层的部分井已上返试采新海27块，其中有的油井已长期处于停产关井，既没有切实可行的复产措施，又面临着“无层可调”的现状，濒临废弃。通过开展老井地质调查，发现一些井下部油层的采出程度较低，仍存在较大潜力。通过优选，目前已有4口油井下返注汽恢复生产，日产油26.9吨，阶段累产油3841吨。其中海C7-34井初期日产油高达10.5吨，使封弃的老层重现高产，老井重获新生。
3.3针对多轮注汽井科学增大注汽量
针对多轮注汽效果变差，为了加大注汽波及范围，提高驱油效率，不断优化注汽参数，科学增大周期注汽量，每轮以15-20%递增，保证地层能量补给。海18-41C井由于生产井段长、层数多，在前期注汽生产后，井筒附近的剩余油较少，如保持原注汽量不变，则无法波及到离井筒较远区域的原油，难以达到增油效果。在剩余油研究认识的基础上，决定提高注汽量至1800方，注汽开井后，初期日产液23方，日产油8吨，含水65.2%，阶段累产油806吨。周期产油较前两轮有所增加，油汽比保持在原有水平。
3.4试验分层注汽
受储层非均质性、油层水淹及投产时间的影响，层间矛盾日益突出，导致油层纵向动用不均，高低渗层吸汽不均，高渗层吸汽量多，加热半径也大，蒸汽具有很好的扩散条件，吞吐效果好，采收率高。反之低渗层吸汽量少，距井筒周围较远的原油无法获得热量降粘，形成无法采出的死油区，导致油井吞吐效果逐轮变差。另外，多轮次笼统注汽容易使高渗层吸汽互相窜通，造成水淹，还可能加快油井含水上升速度，既影响油井生产效果，又浪费大量热能。通过转变注汽方式，试验分层注汽技术。分层注汽可以达到改善油层吸汽状况和提高低渗透层动用程度，减少高渗透层热损失的目的。由于实施井次少，无法进行规律性总结及原因分析，分层注汽技术在海26块的适用性有待进一步验证。
4结论与认识
（1）通过分析储量动用程度，研究剩余油分布规律，拓展了在平面上的选井思路，由复杂断块边缘转向水驱程度低的分采区边部;
（2）对于采出程度低的长停井、低效井实施纵向上优选层位注汽，通过对老层注汽回采、深层注汽等方式提高老井采收率;
（3）对于生产井段长、层数多、多轮注汽效果变差的井，优化注汽参数，每轮以15-20%递增的幅度科学增大注汽量，扩大注汽波及范围;
（4）利用分层注汽技术可以改善高低渗层动用不均等纵向开发矛盾。
参考文献：
[1] 冯勇，赵金省，何妮娟，郭玉强.稠油分层注汽技术及其应用[J].石油化工应用.2009（03）。
作者简介：
刘宏磊（1986-），男，辽宁省盘锦市，工程师，现从事油田开发工作。
关键词：选井注汽;选层注汽;注汽参数
1地质特征
海26块以分流河道和分流间湾沉积微相为主，受沉积相带及构造运动影响，不同层位油层平面分布有差异。断块油水关系复杂，具多套油水关系组合，无统一的油水界面。儲层物性好，非均质性强，原油具有高密度、高粘度、低含蜡量、低凝固点性质，为常规普通稠油油藏，地面原油粘度为500-1000mPa·s，地下原油粘度东一段为72.99mPa·s，东二段为43.21mPa·s。原油密度为0.9306g/cm3，含蜡量为4.72%，凝固点为-1℃。地层水水型为NaHCO3型，地层水总矿化度为2921.05mg/L，油层温度为60℃，原始地层压力17.95Mpa。油藏类型为层状边底水油藏及岩性构造油藏。先后经历了基础井网形成、井网加密调整、细分层系+全面注水开发、注水与注汽相结合开发阶段。
2目前开发中存在的问题
2.1注汽效果逐轮变差
在海26块开展的蒸汽吞吐热采试验取得了阶段性成果，注汽年增油保持在0.8万吨以上，断块年产油保持10万吨不降，但随着注汽轮次的增加，注汽效果越来越差。共实施注汽井45口，有效36口，有效井中第一轮注汽的17口，平均单井累产油774吨，油汽比1.04;第二轮注汽的11口，平均单井累产油533吨，油汽比0.74;第三轮以上注汽的8口，平均单井累产油306吨，油汽比0.4。
2.2注汽选井、选层难度加大
前期遵循“四优选、四尝试”原则选择不同类型12口直井进行吞吐试验。分别为优选无水驱井、优选浅层井、优选单层厚层井、优选粘度高井;尝试水驱差井、尝试深层井、尝试多层薄层井、尝试粘度低井。而在后期扩大实施规模过程中主要从部位、井类、层位、井况等方面对注汽井进行了优选。截至目前优选注汽井82口，占目前油井总数35%，符合原有选井原则的井越来越少，选井难度逐年加大，几乎面临了无井可选的情况，亟需拓展选井思路。
2.3注汽方式、注汽参数等仍需优化
受储层非均质性的影响，导致油层纵向动用不均，注汽过程中高渗层和低渗层吸汽量不均，油井吞吐效果逐周期变差。前期制定的注汽方案已经无法适用于经过多轮注汽后的油井，如果继续注汽生产，既容易造成汽窜、水淹、含水上升加快等影响油井生产效果，又浪费大量热能，这就要求要制定更加科学合理的注汽方式以及注汽参数。
3选层注汽技术的创新做法
3.1平面上选井由复杂断块区转向分采区边部
前期注汽生产井主要选在了海26块水驱程度低的复杂断块区，而忽视了同样水驱效果不理想的分采区边部，其中一些井为长期低效井，由于原油粘度大，注水开发效果差，地层能量得不到补充，有的甚至已经停产关井。通过加大这一区域的研究力度，优选单层厚度较大、物性好、剩余储量较大的油井进行注汽。共选取油井11口，有效9口，累计注汽11845方，阶段累产油4731吨，阶段油汽比0.4，取得了良好的效果。
3.2纵向上优选层位注汽
海26块大部分油井开发按照逐层上返生产的原则，上部发育东一段油层的部分井已上返试采新海27块，其中有的油井已长期处于停产关井，既没有切实可行的复产措施，又面临着“无层可调”的现状，濒临废弃。通过开展老井地质调查，发现一些井下部油层的采出程度较低，仍存在较大潜力。通过优选，目前已有4口油井下返注汽恢复生产，日产油26.9吨，阶段累产油3841吨。其中海C7-34井初期日产油高达10.5吨，使封弃的老层重现高产，老井重获新生。
3.3针对多轮注汽井科学增大注汽量
针对多轮注汽效果变差，为了加大注汽波及范围，提高驱油效率，不断优化注汽参数，科学增大周期注汽量，每轮以15-20%递增，保证地层能量补给。海18-41C井由于生产井段长、层数多，在前期注汽生产后，井筒附近的剩余油较少，如保持原注汽量不变，则无法波及到离井筒较远区域的原油，难以达到增油效果。在剩余油研究认识的基础上，决定提高注汽量至1800方，注汽开井后，初期日产液23方，日产油8吨，含水65.2%，阶段累产油806吨。周期产油较前两轮有所增加，油汽比保持在原有水平。
3.4试验分层注汽
受储层非均质性、油层水淹及投产时间的影响，层间矛盾日益突出，导致油层纵向动用不均，高低渗层吸汽不均，高渗层吸汽量多，加热半径也大，蒸汽具有很好的扩散条件，吞吐效果好，采收率高。反之低渗层吸汽量少，距井筒周围较远的原油无法获得热量降粘，形成无法采出的死油区，导致油井吞吐效果逐轮变差。另外，多轮次笼统注汽容易使高渗层吸汽互相窜通，造成水淹，还可能加快油井含水上升速度，既影响油井生产效果，又浪费大量热能。通过转变注汽方式，试验分层注汽技术。分层注汽可以达到改善油层吸汽状况和提高低渗透层动用程度，减少高渗透层热损失的目的。由于实施井次少，无法进行规律性总结及原因分析，分层注汽技术在海26块的适用性有待进一步验证。
4结论与认识
（1）通过分析储量动用程度，研究剩余油分布规律，拓展了在平面上的选井思路，由复杂断块边缘转向水驱程度低的分采区边部;
（2）对于采出程度低的长停井、低效井实施纵向上优选层位注汽，通过对老层注汽回采、深层注汽等方式提高老井采收率;
（3）对于生产井段长、层数多、多轮注汽效果变差的井，优化注汽参数，每轮以15-20%递增的幅度科学增大注汽量，扩大注汽波及范围;
（4）利用分层注汽技术可以改善高低渗层动用不均等纵向开发矛盾。
参考文献：
[1] 冯勇，赵金省，何妮娟，郭玉强.稠油分层注汽技术及其应用[J].石油化工应用.2009（03）。
作者简介：
刘宏磊（1986-），男，辽宁省盘锦市，工程师，现从事油田开发工作。