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【摘要】针对辽河油田特种油开发公司加密水平井开发效果较差的现状，通过组合注汽方式，对油层连通较好、热场分布均匀的相邻油井实施整体注汽，提高蒸汽热效率，有效利用井间汽窜，扩大波及体积，提高油层平面和纵向动用程度。该方法可有效增加地层压力，补充地层能量，提高了回采效果，整体开发效果較好。
【关键词】组合注汽 汽窜 回采效果
1 井间加密水平井的概况
目前特种油公司采油二区共有水平井35口，其中属于老区加密的15口，包括兴I组5口、兴VI组6口、和馆陶组4口。
2 加密水平井区开发过程中存在的问题
（1）直井进入高轮次吞吐，生产效果变差，油汽比降低，吨油成本升高。
（2）周边直井采出程度高，油层动用不均匀，井间水平井加密后生产效果不理想。水平井第1轮吞吐油汽比为0.24，第2轮吞吐油汽比为0.23，正常情况下水平井第1轮吞吐油汽比在0.35左右，第2轮吞吐油汽比可达0.40以上，可见加密水平井生产效果较差。
3 采用组合式注汽技术提高区域开发效果3.1 组合式注汽技术简介
3.1.1？组合式注汽的主要原理
对于层位相对应、油层连通较好、热场分布均匀的一组相邻油井实施整体注汽，以提高蒸汽热效率，有效利用井间汽窜，扩大波及体积，提高油层平面和纵向动用程度，改善注汽效果，提高注汽质量。3.1.2？组合式注汽的基本条件
（1）油藏条件：不受地层水的侵入影响，井组相对独立。
（2）油层条件：油层发育稳定，层系对应，主力动用层相对一致。
（3）热连通条件：油井之间存在汽窜关系，热连通已形成。
（4）注汽锅炉条件：管网较完善，锅炉资源充足。
3.1.3？组合式注汽主要组合方式
多井整体吞吐采取多类井组合、多技术联用，提高吞吐效果，其组合方式有一注多采、间歇蒸汽吞吐、三元复合吞吐。
3.2 直井、水平井组合注汽技术的实施3.2.1？井组概况
杜84-兴H246-253井组位于曙一区杜84块南部与曙采交界处。该井组由12口井组成，包括9口直井和3口水平井。3口水平井均为2006年新井，属于井间加密水平井，与老井井距35m。9口直井为南部合采区井，井距70m。生产主力层位均为兴I油层组，井组含油面积为0.086km2，石油地质储量为24.8×104t，可采储量为19.6×104t。
3.2.2？井组开发存在的矛盾
（1）直井吞吐轮次高，油汽比下降，吨油成本升高。
（2）井间水平井加密后生产效果不理想：老井采出程度高，地下亏空大，加密井注汽压力低；蒸汽利用效率低，水平井生产时间短。
（3）井间汽窜频繁：老井井间汽窜频繁，平均注汽1井次窜1井次，影响了区块的开发效果。
为了解决井组生产过程存在的矛盾，决定对该井组实施直井水平井组合注汽。针对井组的具体情况采取以下方法：直井水平井整体注汽；井组整体实施三元复合吞吐；水平井加大注汽量。
3.2.3？兴H246-253井组组合注汽实施情况
2012年5～6月用4台大炉对该井组3口直井、3口水平井实施整体注汽注汽32367t，较措施前增加注汽量8800t；同时对该井实施二氧化碳、磺酸盐三元混合吞吐，共注入二氧化碳400t。
措施前后注汽参数对比：水平井注汽压力提高2.2MPa，直井提高0.7MPa，整个井组提高1.5MPa。
兴H246-253井组前后两轮注汽压力对比平均提高2.8MPa。
水平井前后产量对比：初期产量高，产液量在100t/d以上持续40d，产液6630t，产油3350t；中期递减速度慢，液量高，产液量在80t/d以上持续48d，产液3197t，产油2019t；生产末期持续时间长，到目前55d，产液1090t，产油704t。
整体效果分析：
（1）措施后峰值产量高，递减速度慢，生产时间明显延长。
（2）措施前峰值产量时间短，递减速度快，生产10d进入高速递减，1个月进入末期。
（3）措施后液量较措施前偏高且稳定，递减速度慢。
（4）措施后油量比措施前偏高。
4 综合评价及经济效益分析4.1 水平井
（1）加大了单井注汽量，注汽强度由10.5t/m提高到19.2t/m。
（2）2口井实施CO2注入，较措施前增加400t，有效地补充了地层能量，提高了回采效果。
（3）3口水平井措施后压力提高
2.2MPa。
（4）措施后生产时间明显延长，递减速度减慢，油汽比由0.30提高到0.67。4.2 直井
（1）3口直井较措施前注汽量增加
1000t。
（2）与水平井组合注汽后注汽压力提高0.7MPa。
（3）措施后比措施前产油量增加230t。
4.3 整个井组
（1）注汽压力由6 . 5 M P a提高到
8.0MPa。
（2）油汽比由0.29提高到0.56。
（3）直井水平井组合注汽不仅改善了水平井的吞吐效果，也有效抑制了老井井间汽窜，改善了区域开发效果，提高了油层的动用程度。
该井组措施前周期产油4529t，措施后产油18257t，井组周期增油13728t。按操作成本409.83元/t计算，经济效益为562.6×104元；按市场价2300元/t计算，经济效益为3157.44×104元。5 结论及建议
（1）组合式注汽能有效提提高地层压力，该井组地层压力由6.5MPa提高到8.0MPa。
（2）井组实施CO2助排能够补充地层能量，提高回采效果。
（3）组合注汽能够有效地扩大蒸汽波及体积，提高油层平面和纵向上的动用程度，改善加密水平井区的开发效果。
（4）建议在加密水平井区域规模实施直井水平井组合注汽技术。
参考文献
[1] 许岱文，郑桂荣，译.第二届国际SPE/CIM水平井技术会议论文集[C].北京：石油工业出版社，1999
[2] 张毅，等.稠油热采技术新进展[M].北京：石油工业出版社，1997
作者简介
李庆乐（1986-），男，助理工程师，2008年毕业于西南石油大学，现从事天然气行业工作。
【关键词】组合注汽 汽窜 回采效果
1 井间加密水平井的概况
目前特种油公司采油二区共有水平井35口，其中属于老区加密的15口，包括兴I组5口、兴VI组6口、和馆陶组4口。
2 加密水平井区开发过程中存在的问题
（1）直井进入高轮次吞吐，生产效果变差，油汽比降低，吨油成本升高。
（2）周边直井采出程度高，油层动用不均匀，井间水平井加密后生产效果不理想。水平井第1轮吞吐油汽比为0.24，第2轮吞吐油汽比为0.23，正常情况下水平井第1轮吞吐油汽比在0.35左右，第2轮吞吐油汽比可达0.40以上，可见加密水平井生产效果较差。
3 采用组合式注汽技术提高区域开发效果3.1 组合式注汽技术简介
3.1.1？组合式注汽的主要原理
对于层位相对应、油层连通较好、热场分布均匀的一组相邻油井实施整体注汽，以提高蒸汽热效率，有效利用井间汽窜，扩大波及体积，提高油层平面和纵向动用程度，改善注汽效果，提高注汽质量。3.1.2？组合式注汽的基本条件
（1）油藏条件：不受地层水的侵入影响，井组相对独立。
（2）油层条件：油层发育稳定，层系对应，主力动用层相对一致。
（3）热连通条件：油井之间存在汽窜关系，热连通已形成。
（4）注汽锅炉条件：管网较完善，锅炉资源充足。
3.1.3？组合式注汽主要组合方式
多井整体吞吐采取多类井组合、多技术联用，提高吞吐效果，其组合方式有一注多采、间歇蒸汽吞吐、三元复合吞吐。
3.2 直井、水平井组合注汽技术的实施3.2.1？井组概况
杜84-兴H246-253井组位于曙一区杜84块南部与曙采交界处。该井组由12口井组成，包括9口直井和3口水平井。3口水平井均为2006年新井，属于井间加密水平井，与老井井距35m。9口直井为南部合采区井，井距70m。生产主力层位均为兴I油层组，井组含油面积为0.086km2，石油地质储量为24.8×104t，可采储量为19.6×104t。
3.2.2？井组开发存在的矛盾
（1）直井吞吐轮次高，油汽比下降，吨油成本升高。
（2）井间水平井加密后生产效果不理想：老井采出程度高，地下亏空大，加密井注汽压力低；蒸汽利用效率低，水平井生产时间短。
（3）井间汽窜频繁：老井井间汽窜频繁，平均注汽1井次窜1井次，影响了区块的开发效果。
为了解决井组生产过程存在的矛盾，决定对该井组实施直井水平井组合注汽。针对井组的具体情况采取以下方法：直井水平井整体注汽；井组整体实施三元复合吞吐；水平井加大注汽量。
3.2.3？兴H246-253井组组合注汽实施情况
2012年5～6月用4台大炉对该井组3口直井、3口水平井实施整体注汽注汽32367t，较措施前增加注汽量8800t；同时对该井实施二氧化碳、磺酸盐三元混合吞吐，共注入二氧化碳400t。
措施前后注汽参数对比：水平井注汽压力提高2.2MPa，直井提高0.7MPa，整个井组提高1.5MPa。
兴H246-253井组前后两轮注汽压力对比平均提高2.8MPa。
水平井前后产量对比：初期产量高，产液量在100t/d以上持续40d，产液6630t，产油3350t；中期递减速度慢，液量高，产液量在80t/d以上持续48d，产液3197t，产油2019t；生产末期持续时间长，到目前55d，产液1090t，产油704t。
整体效果分析：
（1）措施后峰值产量高，递减速度慢，生产时间明显延长。
（2）措施前峰值产量时间短，递减速度快，生产10d进入高速递减，1个月进入末期。
（3）措施后液量较措施前偏高且稳定，递减速度慢。
（4）措施后油量比措施前偏高。
4 综合评价及经济效益分析4.1 水平井
（1）加大了单井注汽量，注汽强度由10.5t/m提高到19.2t/m。
（2）2口井实施CO2注入，较措施前增加400t，有效地补充了地层能量，提高了回采效果。
（3）3口水平井措施后压力提高
2.2MPa。
（4）措施后生产时间明显延长，递减速度减慢，油汽比由0.30提高到0.67。4.2 直井
（1）3口直井较措施前注汽量增加
1000t。
（2）与水平井组合注汽后注汽压力提高0.7MPa。
（3）措施后比措施前产油量增加230t。
4.3 整个井组
（1）注汽压力由6 . 5 M P a提高到
8.0MPa。
（2）油汽比由0.29提高到0.56。
（3）直井水平井组合注汽不仅改善了水平井的吞吐效果，也有效抑制了老井井间汽窜，改善了区域开发效果，提高了油层的动用程度。
该井组措施前周期产油4529t，措施后产油18257t，井组周期增油13728t。按操作成本409.83元/t计算，经济效益为562.6×104元；按市场价2300元/t计算，经济效益为3157.44×104元。5 结论及建议
（1）组合式注汽能有效提提高地层压力，该井组地层压力由6.5MPa提高到8.0MPa。
（2）井组实施CO2助排能够补充地层能量，提高回采效果。
（3）组合注汽能够有效地扩大蒸汽波及体积，提高油层平面和纵向上的动用程度，改善加密水平井区的开发效果。
（4）建议在加密水平井区域规模实施直井水平井组合注汽技术。
参考文献
[1] 许岱文，郑桂荣，译.第二届国际SPE/CIM水平井技术会议论文集[C].北京：石油工业出版社，1999
[2] 张毅，等.稠油热采技术新进展[M].北京：石油工业出版社，1997
作者简介
李庆乐（1986-），男，助理工程师，2008年毕业于西南石油大学，现从事天然气行业工作。