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摘要：针对**厂**稠油区块常规蒸汽吞吐因注汽压力高及井底干度低导致适应性较差的问题，借鉴高升油田高孔、高渗、高粘度深层稠油油藏超临界蒸汽吞吐开发经验，在该块开展井网重建，实施热采开发，引进超临界蒸汽吞吐，阶段实施6口井，注入超临界蒸汽13613t，吞吐投产的2口井阶段产油6510.3t，另4口井阶段增油2372.6t，提高了C13块的开发效果。
关键词：蒸汽吞吐;超临界;
C13断块属于厚层块状油藏，区块储层物性差，油品性质差，原油粘度为652mPa·s（50℃），油水粘度比较大，含油幅度低（含油幅度50m），油层埋深较深（1650-1800m），受原油物性影响，油井投产后，产量逐渐下降，且随着开发年限的延长，重质成分含量增加，油井近井地带易堵塞。为了提高区块的开发效果，借鉴高升油田高孔、高渗、高粘度深层稠油油藏超临界蒸汽吞吐开发经验，在该块开展井网重建，引进超临界蒸汽吞吐，实施热采开发，见到了显著效果。
1、区块开发历史
C13断块区属厚层块状油藏，区块储层物性差，油品性质差，原油粘度为652mPa·s（50℃），油水粘度比较大，含油幅度低（含油幅度50m），油层埋深较深（1650-1800m），常规水驱效果达不到标定采收率。为寻求改善该区域开发效果，提高区块采收率，曾在C13块开展过2轮次稠油蒸汽吞吐。
第一次：1991-1992年进行16口井蒸汽吞吐，干度72-75%，平均单井注汽1198t，注汽强度17-65t/m。其中单井油汽比大于0.15的有10口井，平均单井增油1975t，措施有效率63%。
第二次：1999-2000年共进行19口井蒸汽吞吐措施，干度42-75%，平均单井注汽1905t，阶段累增油18864t，其中单井油汽比大于0.15的有13口井，累增油18019t，平均单井增油1386t，措施有效率 68%。
C13断块原油粘度为652mPa·s（50℃），C16-152C原油粘度随温度变化情况试验表明，当温度由50℃上升至90℃时，原油粘度由681mPa·s降至74mPa·s，流动系数成倍增加。
蒸汽吞吐是开发稠油最有效的方法之一，但C13块油井常规蒸汽吞吐因注汽压力高及井底干度低导致适应性较差。借鉴高升油田高孔、高渗、高粘度深层稠油油藏超临界蒸汽吞吐开发经验[1]，在该块开展井网重建，实施热采开发，以提高采收率，C13块油藏埋深与其相当，虽然具有低孔低渗等不利因素，但原油粘度相对较低。
2、超临界蒸汽吞吐
水通常有三相 （固、液、汽）、五态 （未饱和水、饱和水、湿饱和蒸汽、干饱和蒸汽和过热蒸汽），在一般情况下水由液相变为汽相都是要经过一个汽化过程，即水经过吸热首先变为饱合水，再经过吸热部分水变为蒸汽，继续吸热后水全部变为蒸汽形成饱合蒸汽，整个汽化要经过一段时间的两相共存过程，并且在湿饱和蒸汽和干饱合蒸汽状态时，增大压力可使水蒸汽重新变为液态。但是，当压力>22.14MPa时，水由液相向汽相的转化没有液、汽两相共存过程，而是在温度升到374℃时，水由液相全部转变为汽相，并且超过此温度后不管再加多大的压力也不能将它变为液相。此时的压力22.14MPa称为临界压力，此时的温度374℃称为临界温度[2]。
当水蒸汽达到超临界状态（t=374℃， P=22.14MPa）以上，称为超临界状态。超临界蒸汽是一种特殊状态，具备气体和液体双重特点，表现为气的状态，但是具有液体的本质，即具有气体的粘度、扩散速度，同时具有液体的密度和溶解能力。
与常规蒸汽相比，具有如下优势：一是超临界蒸汽具有更高的热焓，达到超临界状态的蒸汽全部为汽相，干度为100%，高干度高热焓可大幅提高稠油降粘效果;二是超临界蒸汽具有高扩散性，超临界水表面张力几乎为0，具有较低的粘度、较高的扩散系数，更容易进入岩心微孔结构，可提高蒸汽波及半径;三是超临界蒸汽具有高溶解性，在驱替过程中可产生近似混相驱的效果。
3、应用效果分析
2019年-2020年对C13块6口井实施了超临界蒸汽吞吐，累计注汽超临界蒸汽13613t。
超临界蒸汽吞吐投产的C12-155和C18-208井，下泵后最高日产油达到了17t，目前日产液30.9t，日产油8.9t，阶段产油量6510.3t。另外的4口井，日产油由8.7t上升至21.8t，日增油13.7t，阶段增油2372.6t。
4、结论
1、超临界蒸汽吞吐工艺对稠油开发有着比较明显的效果，能够降低原油粘度，提高原油流动能力，可以大幅度提高稠油井产量。
2、现场应用证明超临界蒸汽吞吐在C13块效果显著，为稠油区块丝绸之路提高了有益的技术支撑，为同类型油藏提高采收率提供了重要参考。
參考文献
[1] 赵志辉. 超临界注汽工艺研究与应用[J].石化技术，2017（11）。
[2] 杨玉忠. 鲁克沁油田35兆帕超临界注汽的试验与应用 [J].中国石油和化工标准与质量，2012（1）。
关键词：蒸汽吞吐;超临界;
C13断块属于厚层块状油藏，区块储层物性差，油品性质差，原油粘度为652mPa·s（50℃），油水粘度比较大，含油幅度低（含油幅度50m），油层埋深较深（1650-1800m），受原油物性影响，油井投产后，产量逐渐下降，且随着开发年限的延长，重质成分含量增加，油井近井地带易堵塞。为了提高区块的开发效果，借鉴高升油田高孔、高渗、高粘度深层稠油油藏超临界蒸汽吞吐开发经验，在该块开展井网重建，引进超临界蒸汽吞吐，实施热采开发，见到了显著效果。
1、区块开发历史
C13断块区属厚层块状油藏，区块储层物性差，油品性质差，原油粘度为652mPa·s（50℃），油水粘度比较大，含油幅度低（含油幅度50m），油层埋深较深（1650-1800m），常规水驱效果达不到标定采收率。为寻求改善该区域开发效果，提高区块采收率，曾在C13块开展过2轮次稠油蒸汽吞吐。
第一次：1991-1992年进行16口井蒸汽吞吐，干度72-75%，平均单井注汽1198t，注汽强度17-65t/m。其中单井油汽比大于0.15的有10口井，平均单井增油1975t，措施有效率63%。
第二次：1999-2000年共进行19口井蒸汽吞吐措施，干度42-75%，平均单井注汽1905t，阶段累增油18864t，其中单井油汽比大于0.15的有13口井，累增油18019t，平均单井增油1386t，措施有效率 68%。
C13断块原油粘度为652mPa·s（50℃），C16-152C原油粘度随温度变化情况试验表明，当温度由50℃上升至90℃时，原油粘度由681mPa·s降至74mPa·s，流动系数成倍增加。
蒸汽吞吐是开发稠油最有效的方法之一，但C13块油井常规蒸汽吞吐因注汽压力高及井底干度低导致适应性较差。借鉴高升油田高孔、高渗、高粘度深层稠油油藏超临界蒸汽吞吐开发经验[1]，在该块开展井网重建，实施热采开发，以提高采收率，C13块油藏埋深与其相当，虽然具有低孔低渗等不利因素，但原油粘度相对较低。
2、超临界蒸汽吞吐
水通常有三相 （固、液、汽）、五态 （未饱和水、饱和水、湿饱和蒸汽、干饱和蒸汽和过热蒸汽），在一般情况下水由液相变为汽相都是要经过一个汽化过程，即水经过吸热首先变为饱合水，再经过吸热部分水变为蒸汽，继续吸热后水全部变为蒸汽形成饱合蒸汽，整个汽化要经过一段时间的两相共存过程，并且在湿饱和蒸汽和干饱合蒸汽状态时，增大压力可使水蒸汽重新变为液态。但是，当压力>22.14MPa时，水由液相向汽相的转化没有液、汽两相共存过程，而是在温度升到374℃时，水由液相全部转变为汽相，并且超过此温度后不管再加多大的压力也不能将它变为液相。此时的压力22.14MPa称为临界压力，此时的温度374℃称为临界温度[2]。
当水蒸汽达到超临界状态（t=374℃， P=22.14MPa）以上，称为超临界状态。超临界蒸汽是一种特殊状态，具备气体和液体双重特点，表现为气的状态，但是具有液体的本质，即具有气体的粘度、扩散速度，同时具有液体的密度和溶解能力。
与常规蒸汽相比，具有如下优势：一是超临界蒸汽具有更高的热焓，达到超临界状态的蒸汽全部为汽相，干度为100%，高干度高热焓可大幅提高稠油降粘效果;二是超临界蒸汽具有高扩散性，超临界水表面张力几乎为0，具有较低的粘度、较高的扩散系数，更容易进入岩心微孔结构，可提高蒸汽波及半径;三是超临界蒸汽具有高溶解性，在驱替过程中可产生近似混相驱的效果。
3、应用效果分析
2019年-2020年对C13块6口井实施了超临界蒸汽吞吐，累计注汽超临界蒸汽13613t。
超临界蒸汽吞吐投产的C12-155和C18-208井，下泵后最高日产油达到了17t，目前日产液30.9t，日产油8.9t，阶段产油量6510.3t。另外的4口井，日产油由8.7t上升至21.8t，日增油13.7t，阶段增油2372.6t。
4、结论
1、超临界蒸汽吞吐工艺对稠油开发有着比较明显的效果，能够降低原油粘度，提高原油流动能力，可以大幅度提高稠油井产量。
2、现场应用证明超临界蒸汽吞吐在C13块效果显著，为稠油区块丝绸之路提高了有益的技术支撑，为同类型油藏提高采收率提供了重要参考。
參考文献
[1] 赵志辉. 超临界注汽工艺研究与应用[J].石化技术，2017（11）。
[2] 杨玉忠. 鲁克沁油田35兆帕超临界注汽的试验与应用 [J].中国石油和化工标准与质量，2012（1）。