王莊油田t82稠油區(qū)塊注汽效果評價

馮勝利 中國石化勝利油田有限公司勝利采油廠

王莊油田t82稠油區(qū)塊注汽效果評價

馮勝利 中國石化勝利油田有限公司勝利采油廠

通過王莊油田t82區(qū)塊現(xiàn)場試驗以及對注汽鍋爐相關指標的研究，在高壓低滲區(qū)塊注汽開發(fā)不同的工況下，綜合考慮其他相關指標以及相關因素，對提高注汽開發(fā)效果非常關鍵。在熱采注汽開發(fā)過程中，應根據(jù)不同區(qū)塊、不同井組的實際情況對注汽效果進行跟蹤，為動態(tài)調控注汽井注汽強度提供理論依據(jù)和參考指標。地面設備設施的完好對注汽質量有較大的影響。對地面管線采取較好的保溫措施可減少熱損失。在加強設備設施檢查與維護的情況下，可有效降低鍋爐故障停機次數(shù)。

稠油熱采；注汽速度；注汽壓力；注汽干度；鍋爐；開發(fā)效果

隨著勝利老油區(qū)進入開發(fā)后期，難動用區(qū)塊特別是稠油低滲區(qū)塊所占比重逐步增大。該區(qū)塊熱采注汽的主要特點是：開發(fā)初期注汽壓力較高，注汽干度一般都比較低。如對于21MPa亞臨界注汽鍋爐，在注汽壓力達到20MPa時，注汽干度難以達到50%。

通過王莊油田t82區(qū)塊現(xiàn)場試驗以及對注汽鍋爐相關指標的研究，在高壓低滲區(qū)塊注汽開發(fā)不同的工況下，綜合考慮其他相關指標以及相關因素，對提高注汽開發(fā)效果非常關鍵。

1 影響注汽開發(fā)效果的因素

1.1 注汽壓力對注汽開發(fā)效果的影響

根據(jù)飽和蒸汽性質，飽和蒸汽比焓值關系計算公式為

式中r為汽化潛熱（kJ/kg）；h′為飽和水的比焓，即液相焓（kJ/kg）；h″為飽和汽的比焓，即汽相焓（kJ/kg）。

在不同干度下汽化潛熱占比計算公式為

式中R為不同干度下潛熱占比；x為注汽干度（%）。

根據(jù)以上計算公式可計算出不同壓力下飽和濕蒸汽潛熱變化。結果表明，隨著注汽壓力的升高，一是汽化潛熱占比R值越來越小，如在壓力達到21MPa，注汽干度在50%時，汽化潛熱只有462kJ/kg，占比R只有9.84%。二是在較高的壓力下，提升注汽干度對汽化潛熱數(shù)值的影響越來越小，如在壓力達到20MPa，注汽干度分別在0、50%、70%時，汽化潛熱占比分別為24.44%、12.22%、7.33%。

1.2 注汽速度對注汽開發(fā)效果的影響

稠油開發(fā)關鍵是將足量的熱量以較快的速度傳遞到稠油層。要獲得好的注汽與開采效果，必須保證較大的注汽速度，因此注汽速度與注汽干度同等重要。

通過對注汽熱力損失模擬計算，得出不同注汽速度與井下干度的關系曲線，如圖1所示。受地下井網(wǎng)沿程熱能損失的影響，井下干度隨注汽速度的降低而降低。如在注汽壓力15MPa，井深在1250m情況下，注汽速度在6t/h情況下比8t/h的注汽干度降低約26.3%。因此，對于高壓注汽來講，11t3/h的注汽鍋爐要優(yōu)先保障注汽速度大于8t/h[1]。

圖1 不同注汽速度與井下干度的關系曲線

1.3 注汽干度對開發(fā)效果的影響

數(shù)模及物模技術和大量的現(xiàn)場生產(chǎn)實踐的結果都表明，保證到達井底油層的蒸汽干度在較高的水平非常重要，蒸汽干度是影響蒸汽吞吐及蒸汽驅開采效果的首要因素[2]。由于濕飽和蒸汽的特性，在相同壓力下，干度越高、比容越大，同樣的注人量蒸汽干度越高，油層加熱體積越大，轉周周期越長，增產(chǎn)效果越好。這主要表現(xiàn)在：在相同注入量的情況下，干度越高熱焓值越大，加熱體積越大，生產(chǎn)周期越長。

根據(jù)飽和狀態(tài)水和水蒸氣的比容方程[3]，水和水蒸氣性質圖表可繪制出不同注汽壓力下注汽液相與汽相比容曲線。從曲線中可以看出，隨著壓力的升高，汽相比容逐步減小。結合不同壓力下飽和濕蒸汽潛熱變化結果，在注入壓力較高的情況下，單純提高注汽干度也無實際意義，此時更應關注其他相關指標。

1.4 故障停爐對注汽干度的影響

目前注汽干度是指在正常注汽過程中現(xiàn)場化驗數(shù)值的平均值，一般可以理解為瞬時注汽干度平均值，未考慮故障停爐對注汽干度的影響。實際上故障停爐對注汽干度的影響非常大，因此，在統(tǒng)計注汽干度時應考慮故障停爐對注汽干度的影響，其能反映注汽質量的真實效果。

根據(jù)現(xiàn)場估算，受鍋爐注汽啟爐時干度低以及沿程熱量隨時間延長損失的影響，在注汽過程中每次停爐2h，平均注汽干度會降低3%～5%。

2 提高注汽效果的方法與試驗

2.1 注汽參數(shù)的合理選擇

根據(jù)以上分析，在注汽時注汽壓力、注汽速度、注汽干度與注汽溫度四個主要參數(shù)在設置上應參照以下幾方面原則：一是在注汽壓力允許的情況下，應采取較大排量、高干度的注汽工藝。注汽速度降低，將增加井筒以及管線流程熱損失比重，導致井底濕蒸汽干度降低。二是在注汽壓力過高的情況下，應通過井筒、地面管線流程熱效率測試求得干度和流量的合理匹配，此時，應采取較大排量的注汽工藝。不能過分追求干度，降低注汽速度。三是在注汽壓力過高導致濕蒸汽干度較低、排量也較低的情況下，應盡量提高蒸汽溫度。蒸汽溫度作為重要指標，應盡量接近允許的最高溫度。

2.2 注重鍋爐停機次數(shù)對注汽質量的影響

鍋爐停機次數(shù)對注汽干度影響非常大，如果每口井鍋爐停機次數(shù)超過3次，整口井注汽干度會降低9%～15%，嚴重時會導致注汽效果極度變差。因此，在鍋爐開爐之前，應對設備、注汽管線流程以及注汽井口進行充分的檢查與維護，盡量減少鍋爐故障停機次數(shù)，縮短停機時間。

從王莊油田t82斷塊近幾年鍋爐故障停機次數(shù)以及注汽干度統(tǒng)計結果可以看出，通過采取措施，平均停爐次數(shù)由2010年的1.71次/口降低到2013年的0.56次/口，注汽干度則由61.02%提高到71.03%。

2.3 實施新的開采工藝

實施大砂比壓裂防砂技術，降低注汽壓力。近幾年油田采用了大砂比壓裂防砂技術，地下注汽條件得到了較好的改善，注汽壓力明顯降低，注汽干度明顯提高，產(chǎn)油能力得到了較大的提升。

表1為t82區(qū)塊稠油熱采井防砂前后效果對比。從表1統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以看出：大砂比壓裂防砂改造后，注汽壓力降低1.3MPa。注汽干度提高13.9%，生產(chǎn)周期延長39天，油汽比提高0.19，日油能力提高1.9t。

表1 t82區(qū)塊稠油熱采井防砂前后效果對比

3 結論

（1）稠油熱采應注重注汽綜合指標的調整。稠油熱采注汽開發(fā)是一個復雜的開發(fā)工藝，影響因素也較為復雜，按目前油田專業(yè)分工來講，稠油熱采注汽開發(fā)涉及設備管理、工藝開發(fā)、地質管理等多個系統(tǒng)，在注汽過程中需要多部門的協(xié)調，如果只單純注重個性開發(fā)指標，開發(fā)質量將達不到較理想的開發(fā)效果。

（2）熱采開發(fā)應注重對注汽效果的跟蹤。在熱采注汽開發(fā)過程中，應根據(jù)不同區(qū)塊、不同井組的實際情況對注汽效果進行跟蹤，為動態(tài)調控注汽井注汽強度提供理論依據(jù)和參考指標。

（3）熱采注汽應注重地面管線的保溫及設備的完好。地面設備設施的完好對注汽質量有較大的影響。對地面管線采取較好的保溫措施可減少熱損失。在加強設備設施檢查與維護的情況下，可有效降低鍋爐故障停機次數(shù)。

[1]武占．油田注汽鍋爐[M]．上海：上海交通大學出版社，2008.

[2]張梅，時敏．濕蒸汽發(fā)生器運行參數(shù)對油井注汽效果的影響[J]．石油天然氣學，2008，30（2）：577-578.

[3]李志旺．飽和狀態(tài)水和水蒸汽的比容方程[J]．黑龍江電力技術，1992，14（1）：2-5.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.12.006