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[摘要]：哈萨克斯坦萨吉兹油田稠油油藏储层胶结疏松、易出砂、地层压力低、存在边底水等特点，采用冷采方式生产，油井产能较低。因此，在哈萨克斯坦萨吉兹油田开展了注蒸汽试验，详细介绍了该技术在Kardasyn和Sarykumak两个区块的试验情况，并对试验效果作了分析。现场试验表明，注蒸汽技术在这两个区块的应用效果较好，并且在注汽工艺方面取得了突破，为该技术的进一步推广应用奠定了良好的基础。
[关键词]：稠油油藏 注蒸汽 现场试验 注汽工艺
注蒸汽是开发稠油的热力采油技术，通过在国内外的大规模应用，已取得了不同程度的效果和一定的经验。哈萨克斯坦萨吉兹油田稠油蕴藏量丰富，但由于油藏类型复杂，储层胶结疏松、易出砂、地层压力低、存在边底水等特点，采用冷采方式生产，油井产能较低。因此，采用注蒸汽技术开采稠油将是一条新途径。
1.哈萨克斯坦萨吉兹油田地质概况
哈萨克斯坦萨吉兹油田的Kardasyn和Sarykumak两个区块油藏类型为浅层油藏，油藏埋深分别为229m和325m；构造为边底水油藏，油水分布受构造岩性双重因素控制，砂泥岩互层状沉积特征，边底水发育；区块为普通稠油油藏，地面脱气原油粘度分别为417mPa·s和199mPa·s，孔隙度分别为35%和25.3%，渗透率分别为573.88mD和228mD。
2.注蒸汽技术
2.1 注蒸汽技术概述
注蒸汽开采是把高压、高温的蒸汽注入油层进行采油的方法，在世界范围内注蒸汽采油的产量约占热力采油产量的90%以上[1]。其中，蒸汽吞吐是指在同一口井中完成注蒸汽、焖井和开井生产三个过程的稠油开采方法，是目前热采中广泛应用的一种采油法[2]。蒸汽吞吐工艺施工简单，收效快，不需要进行特别的试验研究，可以直接在生产井实施，边生产边试验，因而受到人们的普遍欢迎。对于我国多数新稠油油藏，不论浅层（200-300米）还是深层（1000-1600米），大量生产实践中都出现第一周期吞吐时，由于油层压力保持在原始压力水平，开井回采时都能够自喷生产一段时间，因而峰值产量较高[3]。
2.2 蒸汽吞吐的增油机理
蒸汽吞吐增油机理主要包括：（1）油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小[4]。（2）加热油层后油层弹性能量的释放。（3）对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。（4）蒸汽膨胀的驱动作用。（5）蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用。
3.注蒸汽技术在萨吉兹油田的现场试验
萨吉兹油田先后在Kardasyn区块的KN-22井、KN-31井和Sarykumak区块的Sary-607井上开展了注蒸汽先导试验，获得了一定的增油效果。
3.1 注采参数设计
三口试验井所在区块油层埋藏浅、开采油层总厚度相对较薄、边底水发育、原油粘度相对较低、存在不同程度出砂等油藏特点，首轮注汽强度不宜过高，应适度下调注汽强度，根据单井的实际情况设计单井注汽量。通过焖井2～4天，热采开井后，初期产液量高，中后期产量逐渐递减，设计排液速度≤20t/d。
3.2 典型井例
3.2.1 KN-22井
注汽阶段：2012年9月28日17时投注，注汽速率5m3/hr，锅炉出口压力4.2MPa，注汽井口初始压力4.0 MPa，最高5.9MPa，平均5.0 MPa，累计注汽时间94hr，注汽量475m3。10月2日14时开始焖井，焖井期间压力自4.7MPa降至1.0MPa。
生产阶段：10月4日14时放喷，至10月10日8时放喷期间，油压从0.85 MPa逐渐下降，放喷期间累计产油48.35m3，累计产水16.41m3，综合含水25.3%。 10月11由于卡泵，将杆式泵换成螺杆泵，初期日产油6.8m3，日产水0.45m3，含水6.2%。截止12月17日，日产油5.98m3，日产水0.45m3，含水7%，已累计产油374.9m3，累计产水35.4m3，生产情况平稳。蒸汽吞吐采油曲线图见图1。
3.2.2 KN-31井
注汽阶段：2012年10月8日15时投注，注汽速率5.0m3/hr，锅炉出口压力5.4MPa，注汽井口初始压力5.2MPa，最高5.5MPa，平均5.0 MPa，累计注汽时间104hr，注汽量565m3。10月13日8时开始焖井，焖井期间压力自4.7MPa降至1.0MPa。
生产阶段：10月16日9时30分放喷，至10月20日放喷期间，油压从0.2MPa逐渐下降，放喷期间累计产油19.7m3，累计产水6.6m3，综合含水25.0%。截止12月17日，日产油4.36m3，日产水1.32m3，含水23.2%，已累计产油306m3，累计产水46.2m3，生产平稳。
3.3 试验效果分析
从生产效果来看，KN-22、KN-31井，均出现了一定时间的自喷期，并且最高日产油量达到了12.4m3，是注汽前产量的3倍，增产效果非常明显。Sary-607井经过排水和作业修井也实现了预期的产量指标。从目前生产情况看，注蒸汽技术应用于Kardasyn和Sarykumak区块的浅层稠油是可行的，见效井增油效果明显。结合目前试验井实施区块资料及浅层稠油油藏的开发经验，蒸汽吞吐先期应以排砂为主，根据生产情况，再确定防砂方式。
4.结论与建议
（1）注蒸汽技术在Kardasyn和Sarykumak两个区块的应用效果较好，并且在注汽工艺方面取得了突破，可优选区块扩大应用规模。
（2）逐步完善蒸汽吞吐的配套工具、设施方面，如隔热管等，这样不仅可以提高注汽效果，也有利于保护油井。
（3）首轮蒸汽吞吐试验投资大、成本高，规模化推广后可降低成本。
参考文献：
[1]岳清山等.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998.
[2]秦积舜，李爱芬，等.油层物理学[M].山东 东营：中国石油大学出版社，2001.
[3]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[4]刘文章.中国稠油热采现状及发展前景[J].世界石油工业，1998，14（5） ：15～18.
[关键词]：稠油油藏 注蒸汽 现场试验 注汽工艺
注蒸汽是开发稠油的热力采油技术，通过在国内外的大规模应用，已取得了不同程度的效果和一定的经验。哈萨克斯坦萨吉兹油田稠油蕴藏量丰富，但由于油藏类型复杂，储层胶结疏松、易出砂、地层压力低、存在边底水等特点，采用冷采方式生产，油井产能较低。因此，采用注蒸汽技术开采稠油将是一条新途径。
1.哈萨克斯坦萨吉兹油田地质概况
哈萨克斯坦萨吉兹油田的Kardasyn和Sarykumak两个区块油藏类型为浅层油藏，油藏埋深分别为229m和325m；构造为边底水油藏，油水分布受构造岩性双重因素控制，砂泥岩互层状沉积特征，边底水发育；区块为普通稠油油藏，地面脱气原油粘度分别为417mPa·s和199mPa·s，孔隙度分别为35%和25.3%，渗透率分别为573.88mD和228mD。
2.注蒸汽技术
2.1 注蒸汽技术概述
注蒸汽开采是把高压、高温的蒸汽注入油层进行采油的方法，在世界范围内注蒸汽采油的产量约占热力采油产量的90%以上[1]。其中，蒸汽吞吐是指在同一口井中完成注蒸汽、焖井和开井生产三个过程的稠油开采方法，是目前热采中广泛应用的一种采油法[2]。蒸汽吞吐工艺施工简单，收效快，不需要进行特别的试验研究，可以直接在生产井实施，边生产边试验，因而受到人们的普遍欢迎。对于我国多数新稠油油藏，不论浅层（200-300米）还是深层（1000-1600米），大量生产实践中都出现第一周期吞吐时，由于油层压力保持在原始压力水平，开井回采时都能够自喷生产一段时间，因而峰值产量较高[3]。
2.2 蒸汽吞吐的增油机理
蒸汽吞吐增油机理主要包括：（1）油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小[4]。（2）加热油层后油层弹性能量的释放。（3）对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。（4）蒸汽膨胀的驱动作用。（5）蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用。
3.注蒸汽技术在萨吉兹油田的现场试验
萨吉兹油田先后在Kardasyn区块的KN-22井、KN-31井和Sarykumak区块的Sary-607井上开展了注蒸汽先导试验，获得了一定的增油效果。
3.1 注采参数设计
三口试验井所在区块油层埋藏浅、开采油层总厚度相对较薄、边底水发育、原油粘度相对较低、存在不同程度出砂等油藏特点，首轮注汽强度不宜过高，应适度下调注汽强度，根据单井的实际情况设计单井注汽量。通过焖井2～4天，热采开井后，初期产液量高，中后期产量逐渐递减，设计排液速度≤20t/d。
3.2 典型井例
3.2.1 KN-22井
注汽阶段：2012年9月28日17时投注，注汽速率5m3/hr，锅炉出口压力4.2MPa，注汽井口初始压力4.0 MPa，最高5.9MPa，平均5.0 MPa，累计注汽时间94hr，注汽量475m3。10月2日14时开始焖井，焖井期间压力自4.7MPa降至1.0MPa。
生产阶段：10月4日14时放喷，至10月10日8时放喷期间，油压从0.85 MPa逐渐下降，放喷期间累计产油48.35m3，累计产水16.41m3，综合含水25.3%。 10月11由于卡泵，将杆式泵换成螺杆泵，初期日产油6.8m3，日产水0.45m3，含水6.2%。截止12月17日，日产油5.98m3，日产水0.45m3，含水7%，已累计产油374.9m3，累计产水35.4m3，生产情况平稳。蒸汽吞吐采油曲线图见图1。
3.2.2 KN-31井
注汽阶段：2012年10月8日15时投注，注汽速率5.0m3/hr，锅炉出口压力5.4MPa，注汽井口初始压力5.2MPa，最高5.5MPa，平均5.0 MPa，累计注汽时间104hr，注汽量565m3。10月13日8时开始焖井，焖井期间压力自4.7MPa降至1.0MPa。
生产阶段：10月16日9时30分放喷，至10月20日放喷期间，油压从0.2MPa逐渐下降，放喷期间累计产油19.7m3，累计产水6.6m3，综合含水25.0%。截止12月17日，日产油4.36m3，日产水1.32m3，含水23.2%，已累计产油306m3，累计产水46.2m3，生产平稳。
3.3 试验效果分析
从生产效果来看，KN-22、KN-31井，均出现了一定时间的自喷期，并且最高日产油量达到了12.4m3，是注汽前产量的3倍，增产效果非常明显。Sary-607井经过排水和作业修井也实现了预期的产量指标。从目前生产情况看，注蒸汽技术应用于Kardasyn和Sarykumak区块的浅层稠油是可行的，见效井增油效果明显。结合目前试验井实施区块资料及浅层稠油油藏的开发经验，蒸汽吞吐先期应以排砂为主，根据生产情况，再确定防砂方式。
4.结论与建议
（1）注蒸汽技术在Kardasyn和Sarykumak两个区块的应用效果较好，并且在注汽工艺方面取得了突破，可优选区块扩大应用规模。
（2）逐步完善蒸汽吞吐的配套工具、设施方面，如隔热管等，这样不仅可以提高注汽效果，也有利于保护油井。
（3）首轮蒸汽吞吐试验投资大、成本高，规模化推广后可降低成本。
参考文献：
[1]岳清山等.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998.
[2]秦积舜，李爱芬，等.油层物理学[M].山东 东营：中国石油大学出版社，2001.
[3]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[4]刘文章.中国稠油热采现状及发展前景[J].世界石油工业，1998，14（5） ：15～18.