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摘要：经过多年蒸汽吞吐开发 G区块年吞吐油汽比逐年下降，在明确影响吞吐效果因素基础上，开展提高吞吐效益技术对策研究，包括优选注入介质（二氧化碳辅助注汽）、优化注汽方式、优选注汽层位以及恢复潜力套损井等，取得较好效果，2020年油气比为0.34，同比提高0.12，创效1800余万元，实现提质增效目的。
关键词：稠油油藏 注汽吞吐 油汽比 技术研究
1.概况
G区块属于中厚～薄互层状稠油油藏，上报含油面积3.65平方公里，石油地质储量1588.5万吨， 20℃地面原油密度为0.9958g/cm3，50℃原油粘度1.25×104mPa，s，凝固点10.3℃，含蜡量3.6%，沥青胶质含量45.5%，治理前共有油井125口，开井95口，日产液1280吨，日产油352吨，综合含水72.5%，采油速度0.81%，累吞吐油汽比0.35，回采水率98%。
2.开发中存在问题
G區块经过多年蒸汽吞吐开发，存在主要问题是年吞吐油汽比逐年下降，以2015年和2019年为例，如表1所示，2019年平均单井注汽量减少150吨，年注汽量增加3750吨，年注汽产油量减少2.94万吨，年吞吐油汽比减少0.13，年低效、无效注汽井次增多，增加注汽成本，影响吞吐效益，为此有必要开展影响注汽效果因素分析，制定合理的提升注汽效益技术对策，降低吨油生产成本，实现提质增效目的。
3.影响吞吐效果因素分析
3.1汽窜因素
G区块蒸汽吞吐开发共有汽窜井75口，占总井数60%，其中单向汽窜井35口，双向汽窜井18口，三向汽窜井12口，多向汽窜井10口，年损失注汽量2万余方，影响年产油0.4万吨。造成汽窜因素主要三方面，一是平面上沉积微相差异性;二是采出程度差异性;三是构造因素，蒸汽超覆作用易向构造高部位推进;四是储层非均性质性影响，高渗层相对吸汽量大，相邻同生产层位井易被汽窜。
3.2地层压力因素
蒸汽吞吐开发属于地层能量衰竭式开采，G区块经过多年蒸汽吞吐开发后，地层压力由原始的13.5MPa降至2.5MPa，下降幅度81.5%，无充足地层能量驱替地层中流体，导致焖井后排液周期长、难度大，影响吞吐效果。
3.3储层非均质性因素
G区块储层以中厚～薄互层为主，层数多、厚度小，小于2m的薄层占总厚度65.8%，2.0-5.0m的中厚层占28.2%，大于5m的厚层仅占6%，小层间和同一小层内部不同部位物性差异大，储层非均质性严重，高、低渗层相对吸汽量不均，弱吸汽层、不吸汽层所控制储量动用程度差。
3.4套损因素
受非热力完井、套管质量差等因素影响，注汽过程中常出现套损问题，导致无法正常生产，影响吞效果。G区块共有套损井20口，全部关井停产，影响年产油量1.5万吨左右。
4.技术对策研究
4.1二氧化碳辅助吞吐
二氧化碳辅助蒸汽吞吐主要机理有三方面，一是CO2能与原油溶解，淬取原油中低碳链碳氢化合物，降低原油粘度5-15%;二是CO2与蒸汽混合后形成混相，具有调整吸汽剖面作用;三是CO2溶胀补能升压，提高近井地带储层压力，有助于吞吐后排液。2020年以来，现场共实施CO2辅助蒸汽吞吐15井次，平均单井注汽压力上升1.5MPa，相比常规蒸汽吞吐，周期产油量增加300吨，油气比提高0.15，阶段累增油量0.45万吨。
4.2优化注汽方式
在落实汽窜关系基础上，合理优化单井注汽运行，确保汽窜井实施同注同采，即集团注汽，利用汽窜井间同时注汽，建立区域温度场和压力场，确保局部地层压力平衡，扩大注入汽波及和吞吐体积，降低区域内原油粘度，提高注汽吞吐效果。2020年以来，共对15个井组集团注气，节省注汽量1.5万方，阶段累增油0.5万吨。
4.3优选注汽层位
综合分析注汽井吸汽剖面、井温剖面及产液剖面等资料，确定纵向上各小层吸汽和产液状况，对多层段且具备分注条件井实施机械分层注汽、选层注汽，对无法机械分层注汽井实施化学调剖注汽，改善纵向上各小层吸汽状况，提高储量动用程度。G区块共实施分层、选层及调剖注汽30井次，阶段累增油1.0万吨，平均单井储量动用程度提高5.0%，油汽比提高0.15。
4.4优选套损井复产
利用动静结合、井震结合等方法，从储层发育特征、物性特征、地层压力、剩余油潜力、作业难度等方面，综合分析套损停产井潜力大小，优选潜力大、作业施工难度小、投入产出比高的井优先复产，先后对12口井实施套管补贴、小位移侧钻措施，日产油量恢复40吨，阶段累增油2.2万吨。
5.整体实施效果
在上述治理对策指导下， G区块2020年注汽185井次，注汽量27万方，注汽产油量9.2万吨，年吞吐油汽比0.34，同比增加0.12，吨油生产成本控制在550元以内，创效1800余万元，效果显著，低油价下实现降本增效目的。
6.结论
（1）G区块蒸汽吞吐开发效果较差，年吞吐油汽比逐年下降;
（2）影响吞吐效果因素主要有汽窜、地层压力低、储层非均质性严重以及套损频繁。
（3）开展技术对策研究，包括优选注入介质（二氧化碳辅助注汽）、优化注汽方式、优选注汽层位以及恢复潜力套损井等，取得较好次效果。
参考文献
[1]王飞.稠油油藏CO2辅助蒸汽吞吐的实验分析[J].化工管理.2018（12）.
作者简介：李可寒（1991.1-）男，工程师，2012年毕业于中国石油大学（北京），现于中国石油辽河油田分公司从事油藏开发工作。
关键词：稠油油藏 注汽吞吐 油汽比 技术研究
1.概况
G区块属于中厚～薄互层状稠油油藏，上报含油面积3.65平方公里，石油地质储量1588.5万吨， 20℃地面原油密度为0.9958g/cm3，50℃原油粘度1.25×104mPa，s，凝固点10.3℃，含蜡量3.6%，沥青胶质含量45.5%，治理前共有油井125口，开井95口，日产液1280吨，日产油352吨，综合含水72.5%，采油速度0.81%，累吞吐油汽比0.35，回采水率98%。
2.开发中存在问题
G區块经过多年蒸汽吞吐开发，存在主要问题是年吞吐油汽比逐年下降，以2015年和2019年为例，如表1所示，2019年平均单井注汽量减少150吨，年注汽量增加3750吨，年注汽产油量减少2.94万吨，年吞吐油汽比减少0.13，年低效、无效注汽井次增多，增加注汽成本，影响吞吐效益，为此有必要开展影响注汽效果因素分析，制定合理的提升注汽效益技术对策，降低吨油生产成本，实现提质增效目的。
3.影响吞吐效果因素分析
3.1汽窜因素
G区块蒸汽吞吐开发共有汽窜井75口，占总井数60%，其中单向汽窜井35口，双向汽窜井18口，三向汽窜井12口，多向汽窜井10口，年损失注汽量2万余方，影响年产油0.4万吨。造成汽窜因素主要三方面，一是平面上沉积微相差异性;二是采出程度差异性;三是构造因素，蒸汽超覆作用易向构造高部位推进;四是储层非均性质性影响，高渗层相对吸汽量大，相邻同生产层位井易被汽窜。
3.2地层压力因素
蒸汽吞吐开发属于地层能量衰竭式开采，G区块经过多年蒸汽吞吐开发后，地层压力由原始的13.5MPa降至2.5MPa，下降幅度81.5%，无充足地层能量驱替地层中流体，导致焖井后排液周期长、难度大，影响吞吐效果。
3.3储层非均质性因素
G区块储层以中厚～薄互层为主，层数多、厚度小，小于2m的薄层占总厚度65.8%，2.0-5.0m的中厚层占28.2%，大于5m的厚层仅占6%，小层间和同一小层内部不同部位物性差异大，储层非均质性严重，高、低渗层相对吸汽量不均，弱吸汽层、不吸汽层所控制储量动用程度差。
3.4套损因素
受非热力完井、套管质量差等因素影响，注汽过程中常出现套损问题，导致无法正常生产，影响吞效果。G区块共有套损井20口，全部关井停产，影响年产油量1.5万吨左右。
4.技术对策研究
4.1二氧化碳辅助吞吐
二氧化碳辅助蒸汽吞吐主要机理有三方面，一是CO2能与原油溶解，淬取原油中低碳链碳氢化合物，降低原油粘度5-15%;二是CO2与蒸汽混合后形成混相，具有调整吸汽剖面作用;三是CO2溶胀补能升压，提高近井地带储层压力，有助于吞吐后排液。2020年以来，现场共实施CO2辅助蒸汽吞吐15井次，平均单井注汽压力上升1.5MPa，相比常规蒸汽吞吐，周期产油量增加300吨，油气比提高0.15，阶段累增油量0.45万吨。
4.2优化注汽方式
在落实汽窜关系基础上，合理优化单井注汽运行，确保汽窜井实施同注同采，即集团注汽，利用汽窜井间同时注汽，建立区域温度场和压力场，确保局部地层压力平衡，扩大注入汽波及和吞吐体积，降低区域内原油粘度，提高注汽吞吐效果。2020年以来，共对15个井组集团注气，节省注汽量1.5万方，阶段累增油0.5万吨。
4.3优选注汽层位
综合分析注汽井吸汽剖面、井温剖面及产液剖面等资料，确定纵向上各小层吸汽和产液状况，对多层段且具备分注条件井实施机械分层注汽、选层注汽，对无法机械分层注汽井实施化学调剖注汽，改善纵向上各小层吸汽状况，提高储量动用程度。G区块共实施分层、选层及调剖注汽30井次，阶段累增油1.0万吨，平均单井储量动用程度提高5.0%，油汽比提高0.15。
4.4优选套损井复产
利用动静结合、井震结合等方法，从储层发育特征、物性特征、地层压力、剩余油潜力、作业难度等方面，综合分析套损停产井潜力大小，优选潜力大、作业施工难度小、投入产出比高的井优先复产，先后对12口井实施套管补贴、小位移侧钻措施，日产油量恢复40吨，阶段累增油2.2万吨。
5.整体实施效果
在上述治理对策指导下， G区块2020年注汽185井次，注汽量27万方，注汽产油量9.2万吨，年吞吐油汽比0.34，同比增加0.12，吨油生产成本控制在550元以内，创效1800余万元，效果显著，低油价下实现降本增效目的。
6.结论
（1）G区块蒸汽吞吐开发效果较差，年吞吐油汽比逐年下降;
（2）影响吞吐效果因素主要有汽窜、地层压力低、储层非均质性严重以及套损频繁。
（3）开展技术对策研究，包括优选注入介质（二氧化碳辅助注汽）、优化注汽方式、优选注汽层位以及恢复潜力套损井等，取得较好次效果。
参考文献
[1]王飞.稠油油藏CO2辅助蒸汽吞吐的实验分析[J].化工管理.2018（12）.
作者简介：李可寒（1991.1-）男，工程师，2012年毕业于中国石油大学（北京），现于中国石油辽河油田分公司从事油藏开发工作。