齐108块优化注汽技术的研究与应用

齐108块优化注汽技术的研究与应用摘要：齐108块历经20余年的滚动开发，已进入蒸汽吞吐后期递减阶段，平均单井吞吐轮次为147轮，平均地层压力仅为0.89MPa。通过优化注汽技术，齐108区块综合递减率由2024年的2.2%减至目前的0.12%，油气比由022上升到026，开发效果明显改善。

关键词 ：优化注汽；蒸汽吞吐后期；油气比；递减率

1地质概况及开采现状

齐108块地处欢喜岭北部，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位，是在斜坡背景下发育起来的与齐40块连为一体的断鼻构造。开发主力油层为沙三下莲花油层，同时兼采大凌河油层。全块含油面积4.1km2，地质储量2417xlOrt。

目前，全区块共投产各类井451口，开井数为215口，已累计产原油0.766×107t，累计产水1.933×107t，总注汽井次达7013口井，累计油气比048，采注比1.70，返水率1.20，区块采出程度达到31.7%，平均注汽轮次已达到14.7轮。

2区块存在问题

2.1油藏开采能力不足

齐108块目前处于缓慢递减阶段。随着开采时间的增长、采出量的增加，油层亏空加剧，造成油层压力下降，目前地层压力约1.7MPa，仅为原始地层压力的19.5%。特别是区块中部压力仅为0.23MPa，地层供液严重不足，常规吞吐效果差，油气比小于0.15的井有70口，占开井数的34%。区块地质储量2.417xl07t已全部动用，无接替资源，井间干扰严重。

2.2油层纵向动用程度不均

齐108块纵向上由于该块辫状分流河道沉积特点的影响，造成不同相带储层的砂体叠加，使层间非均质性增强。吞吐生产中物性好的油层重复动用，物性差油层得不到充分利用。多年的开采造成区块纵向剩余油分布不连片。

2.3区块可挖潜的空间愈来愈小

由于频繁注汽及采出量的增加，油井汽窜现象日趋严重，从2024年开始，平均每年42口井发生汽窜，年影响产量2.123x103t。虽然区块采取了同注同采、选层注汽和提前防窜关井等措施，但大部分发生过汽窜的油井开井后仍含水上升，不能避免汽窜现象。

2.4油层水淹严重

稠油开采后期，随着采出程度增加，原油黏度不断增大，水油流度比增大，区块综合含水不断上升，目前区块的综合含水高达905%，部分油井含水已达到100%，目前区块含水，90%的生产井109口，高含水停产井106口。油层水侵日趋严重，致使地下油水分布进一步复杂化，导致采收率下降。

3区块潜力分析

3.1纵向潜力

根据油井吸汽剖面、侧钻井测井解释资料的分析对比得出，目前区块动用程度79.3%，说明纵向存在剩余油。莲I油层动用程度最高为81.5%，莲Ⅱ油层次之为77.4%，莲Ⅲ为76.1%。因此分析得知，纵向上莲Ⅲ油组剩余油丰度高，是未来挖潜的主要方向，可采取分层配汽或高温凋剖等措施。

3.2平面潜力

平面剩余油主要分布在井网无法控制的部位，包括无井控制的油层和井间蒸汽未加热井网，由于历年侧钻井、返层井增多，导致平面动用程度达91%以上，开发潜力较小。

4优化注汽技术研究与应用

4.1优选注汽井次

结合齐108块油井生产现状，常规运行工作主要以少注多采为原则，以维持规模产量为目的，以优先考虑高效井、择优筛选低效井、负效井为方法，提高区块整体油气比，进而降低区块吨油成本。2024年至今，齐108块共优选注汽井次696口，其中常规注汽435口，长停井复产261口，累计增油6.44×104t。

4.2优化注汽方式

4.2.1分层注汽

分层注汽技术是通过封隔器对互层状油层的有效封隔，在纵向上划分出相对独立的注汽单元，以注汽装置对各生产单元单独作用，从而在注入阶段减少高低渗透层、新老层、油水层之间的干扰，发挥油层潜力，提高油层动用程度。齐108块含油井段长，平均单井含油井段长达80—300m。为提高纵向上薄层吸汽效果，在井况允许的油井采用分层注汽技术控制厚层注汽强度，适当提高薄差层注汽强度、降低注汽速度。这在预防和减少汽窜的同时，也提高了周期产油量，在一定程度上减少了周期注汽量，从而提高周期油气比，获得更好的经济效益。齐108-1-02井吸汽剖面资料（表1）表明：射孔井段上部的29-39号层(19.6m/7层)吸汽，射孔井段下部41-48号层(12.4m/8层)不吸汽，于2024年10月采用单注合采的方式，注汽后周期产油1.024x103t，产水4.427x104t，平均日产油33t，效果显着。

4.2.2间歇注汽

间歇注汽就是在地下温场已经建立的条件下，利用近井和远井地带的压差，通过关井恢复近井地带含油饱和度，即油井关井一段时间，恢复地层压力，待井筒附近原油重新聚集后再恢复吞吐生产。通过对齐108块低油气比单井进行潜力分析，优选出可实施间歇注汽的油井24口，并根据油品性质、地质条件、压力状况等实施间歇注汽。齐108-011-06C井位于齐210断块，2024年6月低产关井，于2024年9月注汽开井，截止到目前周期产油1.347x103t，产水2.145xl04t，平均日产油1.lt，间歇注汽效果良好。

4.2.3组合注汽

组合注汽指将若干个邻近的同层位，汽窜关系复杂油井组合在一起，同时注汽、焖井、采油的一种蒸汽吞吐方式。其机理是：油井经过几个周期蒸汽吞吐后，蒸汽腔逐步扩展，当与周围同层位油井形成汽窜通道后，反复地同注、同焖、同采，油层压力呈现规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，以达到改善蒸汽吞吐效果的目的。

在实施整体注汽过程中，根据井组井位及压力场分布，优化油井注汽、放喷、投产顺序。2024年以来，主要在这齐210块选择莲I油层连通性好、压力水平相对平衡的3个井组实施组合吞吐，到目前累计增油1.23xl04t，生产效果较好。

4.2.4水平井多点注汽

多点注汽技术是通过在水平井段特定位置设计一定数量的注汽阀，在注汽过程中注汽阀对水平段同时作用，以此来实现水平井均匀注汽。齐108-7-308CH是兴隆台部署的一口水平侧钻井，采用多点注汽方式。开井后平均日产油5.5t，挖潜效果较好。

4.3优化注汽强度

注汽强度的优化设计是改善油井吞吐效果、提高经济效益的关键因素。注汽强度低，无法达到有效加热油层的目的，直接影响吞吐效果；注汽强度过高，易引起井间汽窜、能量外溢，造成注采失衡。一般认为，直井合理注汽强度为90一160t/m，水平井为7—20t/m。但应注意以下两点：

（1）扣除无效油层厚度，即物性差、厚度小、不吸汽层以及无法冲砂彻底而被砂埋的油层。

（2）距边水、底水或出水井较近的油井，应采取短周期吞吐，即减少周期注汽量，缩短生产时间，以避免油井过早水淹。

依据油井不同生产情况调整注汽量，齐108块油井平均注汽量由调整前的2.375x103t下降至调整后的2.145x103t，累计节约注汽量5.790×103t，累计产油6.916×103t。

4结论与认识

（1）通过优化注汽技术的研究与应用，区块递减得到了有效的控制，2024年齐108块区块综合递减率为0.12%。

（2）优化注汽技术的研究与应用使区块储量动用程度不断提高，油藏动用程度由793%上升至818%，油气比由022上升到0.26，减缓了油气比逐年下降的趋势。

(3)今后应继续精