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摘 要：陈南稠油油藏具有“薄 、稠、砂、低”的特点。针对蒸汽吞吐技术开采以来暴露出的热采递减快、出砂严重、套损井增多等问题，研究了稠油热采配套技术应用，提出了优化热采管理的各项措施，有效提高了[1]油层动用程度，控制了稠油产量的递减，改善稠油蒸汽吞吐开发效果。
关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；出砂；配套技术；热采管理
一、概况
陈南稠油油藏位于山东省东营市利津县陈庄镇内，为具继承性发育的受基岩控制的披覆构造薄层边际稠油油藏，河流相沉积，储层平面变化快。油藏埋深1180-1320m，探明含油面积20.6km3，地质储量1942.39×104t。其主要特点为 “储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低”，地面脱气原油粘度（50℃）一般10000-50000mPa·s，储层孔隙度32%，渗透率2500×104μm2，属于高孔、高渗储层，区块构造平缓、油稠，造成含油饱和度低50-55%。
二、开发过程中存在的主要问题
1.随着蒸汽吞吐轮次增加，吞吐效果变差，措施选井难度大
随周期轮次的增加，油层压力逐渐下降（如陈373块原始地层压力12.9MPa，下降到目前的10.4MPa），原油密度、粘度逐渐变大，渗流阻力增加，吞吐周期缩短，周期累油量和油汽比明显降低，含水呈上升趋势。五轮之后吞吐效果更差，单井周期累油量由1953t下降到838t，油汽比仅为0.5。统计完整周期油井生产规律，周期间产油量递减22.3%，油汽比递减30.4%，含水上升速度为3.67%。
同时随轮次增加，地下存水率增加，排水期延长，加热半径小，单井日油水平由5.2t下降到2.7t，递减快，为下一步优选油井转周增加了难度。
2.地层出砂严重
陈南稠油油藏埋藏浅，油层胶结疏松。蒸汽吞吐开采后，岩石间的胶结物在流体的作用下被蒸汽溶解和冲刷，胶结强度大大降低，易造成出砂；同时不合理的开采速度和油井工作制度突变，也易造成出砂。2011年共计出砂24口油井，严重影响热采开发效果。
3. 套损井比例逐渐加大
目前已发现18口热采井套损，以套漏、套错为主。套损原因一是注汽产生的热应力对套管和水泥环具有损坏作用，二是油井产出液含硫高，对套管腐蚀；三是固井质量差。
三、治理对策
1.热采配套工艺技术研究
1.1 完善防砂工艺技术：针对薄层稠油油藏特点，有针对性的形成了以封隔高压一次充填为主．地填+循环充填防砂、逆向充填防砂、先注汽后防砂工艺、气举+封隔高压一次充填防砂工艺等多种工艺为辅的机械防砂方式，提高不同条件油井的防砂效果，延长防砂有效期。
1.2 不断优化注汽管柱，提高注汽质量。采用高真空隔热油管+双密封真空伸缩管+热敏封隔器+筛管+丝堵（每根隔热管加—个隔热衬套）。设计应用了三种注汽管柱：注采一体化管柱、直斜井注汽管柱、密闭注汽管柱。
1.3 不断完善水平井配套工艺技术：水平井筛管先期防砂完井技术，配套采用水平井套管固井+管内底部砾石充填完井工艺，筛管顶部注水泥与酸洗技术，水平井热采工艺技术。
1.4 助排增油技术：针对地层能量下降快，地下存水率高，吞吐回采能力低开展应用的一系列工艺配套技术，成为改善蒸汽吞吐效果的重要措施。如薄膜扩展剂助排、氮气隔热助排、CO2补充地层能量、射流解堵工艺、溶剂伴注工艺等。
2.优化热采管理。提高热采效果
2.1 综合地质分析，优化措施选井。针对陈南稠油层薄油稠等特点，优选储层好、有潜力、产量高的油井直接转周，对出砂井采取防砂转周，对层薄或多轮次后有层间接替潜力的井采用补孔转周，多轮次井及有针对性的井采取一系列新工艺技术，层差及多轮次无效益的井，采用化学剂冷采，多措并举，合理有效地促进了陈南稠油油藏的高效开发，取得了良好效果。
2.2 优化注汽参数，提高注汽质量[2]。通过数值模拟方法研究薄层稠油油藏的散热规律，对注汽强度进行研究及优化，结合实际生产数据分析，确定有效厚度 ≥7m的直井合理注汽强度190t/m左右，<7m的直井合理注汽强度200t/m左右。由于陈373块油层厚度较薄，净总比低，注蒸汽热损失严重，为补充地层能量、提高蒸汽的利用率，在实际应用中，加大注汽强度到200～250t/m。同时针对泥质含量高的油井，应用高温防膨剂、高温薄膜扩展剂降低注汽压力。通过以上措施，使陈南薄层稠油注汽效果明显提高。
2.3 加强热采井周期内差异化管理，提高周期产能。根据生产周期内不同阶段生产管理的侧重点不同，从注汽-焖井-放喷-转抽-生产五个生产阶段，对热采不同生产阶段采取不同措施，进行差异化管理，延长热采井周期生产时间，提高热采效果。
2.4 探索转周时机，提高注汽效果。根据热采井实际生产动态确定转周合理时机，并制定出陈南最佳转周时期动态图版。
2.5 开展套损井治理。组织有关专家研究论证，对问题井进行流量计测漏失量及井温找漏、测井径、腐蚀程度测试等，优选相适应的封堵、卡封工艺技术。有针对性地实施长井段大通径套管加固工艺、成岩剂封堵工艺、堵水工艺管柱卡封、闭式管柱等不同的治理对策。
四、实施效果
通过上述技术应用，相继动用陈373、陈311、陈371西扩、陈373东地质储量2529×104t，钻新井170口，新建产能46万吨，提高了储量动用率。年产油量由2004年的1.1万吨上升到2011年的34万吨。通过不断的开采实践，丰富完善了薄层稠油开发技术系列，大幅提高了陈南南区边际稠油油藏的储量动用率及采收率。
五、结束语
稠油油田开发进入蒸汽吞吐中、后期后，必须从多方面开展技术研究应用，并加强热采管理，从而改善稠油热采开发效果，实现陈南稠油油藏的整体动用。
参考文献
[1]陈月明．注蒸汽热力采油．石油大学出版社，山东东营，1996
[2]孟庆丽．陈南薄层稠油提高采收率研究．内江科技，2011，11
关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；出砂；配套技术；热采管理
一、概况
陈南稠油油藏位于山东省东营市利津县陈庄镇内，为具继承性发育的受基岩控制的披覆构造薄层边际稠油油藏，河流相沉积，储层平面变化快。油藏埋深1180-1320m，探明含油面积20.6km3，地质储量1942.39×104t。其主要特点为 “储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低”，地面脱气原油粘度（50℃）一般10000-50000mPa·s，储层孔隙度32%，渗透率2500×104μm2，属于高孔、高渗储层，区块构造平缓、油稠，造成含油饱和度低50-55%。
二、开发过程中存在的主要问题
1.随着蒸汽吞吐轮次增加，吞吐效果变差，措施选井难度大
随周期轮次的增加，油层压力逐渐下降（如陈373块原始地层压力12.9MPa，下降到目前的10.4MPa），原油密度、粘度逐渐变大，渗流阻力增加，吞吐周期缩短，周期累油量和油汽比明显降低，含水呈上升趋势。五轮之后吞吐效果更差，单井周期累油量由1953t下降到838t，油汽比仅为0.5。统计完整周期油井生产规律，周期间产油量递减22.3%，油汽比递减30.4%，含水上升速度为3.67%。
同时随轮次增加，地下存水率增加，排水期延长，加热半径小，单井日油水平由5.2t下降到2.7t，递减快，为下一步优选油井转周增加了难度。
2.地层出砂严重
陈南稠油油藏埋藏浅，油层胶结疏松。蒸汽吞吐开采后，岩石间的胶结物在流体的作用下被蒸汽溶解和冲刷，胶结强度大大降低，易造成出砂；同时不合理的开采速度和油井工作制度突变，也易造成出砂。2011年共计出砂24口油井，严重影响热采开发效果。
3. 套损井比例逐渐加大
目前已发现18口热采井套损，以套漏、套错为主。套损原因一是注汽产生的热应力对套管和水泥环具有损坏作用，二是油井产出液含硫高，对套管腐蚀；三是固井质量差。
三、治理对策
1.热采配套工艺技术研究
1.1 完善防砂工艺技术：针对薄层稠油油藏特点，有针对性的形成了以封隔高压一次充填为主．地填+循环充填防砂、逆向充填防砂、先注汽后防砂工艺、气举+封隔高压一次充填防砂工艺等多种工艺为辅的机械防砂方式，提高不同条件油井的防砂效果，延长防砂有效期。
1.2 不断优化注汽管柱，提高注汽质量。采用高真空隔热油管+双密封真空伸缩管+热敏封隔器+筛管+丝堵（每根隔热管加—个隔热衬套）。设计应用了三种注汽管柱：注采一体化管柱、直斜井注汽管柱、密闭注汽管柱。
1.3 不断完善水平井配套工艺技术：水平井筛管先期防砂完井技术，配套采用水平井套管固井+管内底部砾石充填完井工艺，筛管顶部注水泥与酸洗技术，水平井热采工艺技术。
1.4 助排增油技术：针对地层能量下降快，地下存水率高，吞吐回采能力低开展应用的一系列工艺配套技术，成为改善蒸汽吞吐效果的重要措施。如薄膜扩展剂助排、氮气隔热助排、CO2补充地层能量、射流解堵工艺、溶剂伴注工艺等。
2.优化热采管理。提高热采效果
2.1 综合地质分析，优化措施选井。针对陈南稠油层薄油稠等特点，优选储层好、有潜力、产量高的油井直接转周，对出砂井采取防砂转周，对层薄或多轮次后有层间接替潜力的井采用补孔转周，多轮次井及有针对性的井采取一系列新工艺技术，层差及多轮次无效益的井，采用化学剂冷采，多措并举，合理有效地促进了陈南稠油油藏的高效开发，取得了良好效果。
2.2 优化注汽参数，提高注汽质量[2]。通过数值模拟方法研究薄层稠油油藏的散热规律，对注汽强度进行研究及优化，结合实际生产数据分析，确定有效厚度 ≥7m的直井合理注汽强度190t/m左右，<7m的直井合理注汽强度200t/m左右。由于陈373块油层厚度较薄，净总比低，注蒸汽热损失严重，为补充地层能量、提高蒸汽的利用率，在实际应用中，加大注汽强度到200～250t/m。同时针对泥质含量高的油井，应用高温防膨剂、高温薄膜扩展剂降低注汽压力。通过以上措施，使陈南薄层稠油注汽效果明显提高。
2.3 加强热采井周期内差异化管理，提高周期产能。根据生产周期内不同阶段生产管理的侧重点不同，从注汽-焖井-放喷-转抽-生产五个生产阶段，对热采不同生产阶段采取不同措施，进行差异化管理，延长热采井周期生产时间，提高热采效果。
2.4 探索转周时机，提高注汽效果。根据热采井实际生产动态确定转周合理时机，并制定出陈南最佳转周时期动态图版。
2.5 开展套损井治理。组织有关专家研究论证，对问题井进行流量计测漏失量及井温找漏、测井径、腐蚀程度测试等，优选相适应的封堵、卡封工艺技术。有针对性地实施长井段大通径套管加固工艺、成岩剂封堵工艺、堵水工艺管柱卡封、闭式管柱等不同的治理对策。
四、实施效果
通过上述技术应用，相继动用陈373、陈311、陈371西扩、陈373东地质储量2529×104t，钻新井170口，新建产能46万吨，提高了储量动用率。年产油量由2004年的1.1万吨上升到2011年的34万吨。通过不断的开采实践，丰富完善了薄层稠油开发技术系列，大幅提高了陈南南区边际稠油油藏的储量动用率及采收率。
五、结束语
稠油油田开发进入蒸汽吞吐中、后期后，必须从多方面开展技术研究应用，并加强热采管理，从而改善稠油热采开发效果，实现陈南稠油油藏的整体动用。
参考文献
[1]陈月明．注蒸汽热力采油．石油大学出版社，山东东营，1996
[2]孟庆丽．陈南薄层稠油提高采收率研究．内江科技，2011，11