| 标题 | 稠油油田蒸汽吞吐中后期主要问题及对策 |
| 范文 | 方 兵 摘 要：阐述了高升油田进入蒸汽吞吐开发中、后期暴露出来主要问题，研究了多项稠油稳产配套技术及应用，有效地缓解了层间矛盾，油层纵向动用程度得到提高，有效地控制了稠油产量的递减，改善油田开发效果，实现原油产量稳定。为类似的稠油油田进入中、后期开发提供可借鉴的经验。 关键词：稠油油藏 蒸汽吞吐 控制递减 配套技术 高升油田是辽河盆地西部凹陷西部斜坡北端储量较大的一个稠油油田，主力油层埋深1510～1875m，平均有效厚度67.6m，属于深层巨厚块状稠油油藏。原油50℃脱气粘度3000～4000MPa·s，胶质沥青质含量45%左右。1976年投入开发，先后经历了常规开采和蒸汽吞吐阶段，稠油区块开发进入中、后期，原油产量以10万吨/年的速度大幅度递减。为此，开展了多项稠油稳产技术配套研究与应用，有效地控制了稠油产量的递减。 一、存在问题 （1）随着蒸汽吞吐轮次增加和油层压力水平下降，原油产量和油汽比逐年降低。地层压力由原始16.1MPa降至平均5.5MPa（1994年蒸汽吞吐中期），平均单井吞吐4.2轮次。目前油层压力仅有1.5MPa，部分井区压力不足1.0MPa，平均单井吞吐5.4轮次（210m井网6.2轮，150m井网6.2轮，105m井网3.7轮），四轮以上井376口，占油井总数77.4%。随着油藏采出程度的增加，压力水平下降及多轮次吞吐井增加，原油密度、粘度逐渐变大，渗流阻力增大，导致吞吐效果越来越差，平均单井产量、周期产量及油汽比明显降低，特别是进入五轮次以后吞吐效果更差。有效井次由155井次减少到115井次，吞吐年产油由8.6×104t下降到4.0×104t，单井周期增产量由2096t下降到313t，吞吐油汽比仅有0.1，可吞吐油井比例由67.8%下降到27.6%。 （2）油层平面和纵向动用状况差。研究表明，油井完成六轮吞吐后注入流体加热半径不超过50m，分别占105m、150m井距供液面积的71.2%、34.9%。高检1井距高3-4-092井（开采8年，完成4轮蒸汽吞吐）仅24m，密闭取芯1547～1583.5m受到蒸汽波及，总厚度23.5m，占高3-4-092井射开井段所对应厚度的45.2%，说明油层纵向上动用程度差，平面上24m范围内还有50%以上的油层未受波及。由高三块吸汽剖面资料表明，射开油层厚度1666.3m,强吸汽厚度930.2m，弱吸汽厚度511.3m，不吸汽厚度224.8m，分别占总厚度的55.8%、30.7%、13.5%。高渗层重复吸汽，中低渗层吸汽少或根本不吸汽，致使多轮次生产后期产量急剧下降，油层动用严重失衡。 （3）地下存水量大，严重影响油井蒸汽吞吐效果。截止目前高升油田累积注汽1129.5869×104t，累积地下存水856.2269×104t，平均单井地下存水1.637×104t，虽然采取多项助排措施，但是总的来看地下存水仍然太大，严重制约热采开发水平的提高。 （4）井下技术状况差，停产井增多。目前存在问题生产井162口，其中套管损坏75口，落物82口，出砂5口。长期停产井42口，其中套管损坏20口，出砂1口，落物21口，影响产量50t，造成实际开发过程中42个井组不完善，影响调补层、注汽等措施工作量的实施，并严重制约未来蒸汽驱全面开展。由于多轮次吞吐过程中的激动以及吞吐初期大量的放喷，使得吞吐回采过程中油井极易出砂。高升油田注入蒸汽液相pH值在11.7～12之间，进入油层后，岩石骨架中Sio2在蒸汽液相高pH值的作用下不断溶蚀，造成地层松散和塌陷，使得高升油田莲花油层岩性混杂，成熟度低，胶结松散，导致油井出砂，并且出砂井随着吞吐轮次的增加而增加。 （5）开发方式转换未取得突破性进展，保持稳产难度进一步加大。先后开展了5个井组试验，问题主要表现为：①井深、油稠、注入系统热损失大。②注采井距和油层厚度大、非均质性强，蒸汽驱后层间、井间矛盾突出。③排液井温度高，达200～300℃，引发高温腐蚀、液体膨胀等导致排液困难，采注比低。④受蒸汽驱二次投资不足的影响，一些技术无法进行配套。 二、主要配套技术 （1）加密井网增加可采贮量，提高油层平面动用程度。试验了高3-4-092井组加密效果，对高升油田主要热采区块进行综合模拟，确定整体加密方案，井网由210×150m加密成150×105m，平均每口加密井增加可采贮量2.0465×104t。利用分注、选注、暂堵等技术改善油层纵向动用程度。对油层隔层较发育，蒸汽吞吐≤4轮次的油井，采取强制分注、分层配注、自动配汽工艺措施，提高油层利用率；对油层隔层较发育，蒸汽吞吐≥4轮次或有高出水层段的油井，采取机械选注或高温桥塞工艺措施，改善吞吐效果；对隔层不发育的套管射孔井实施投球选注，改善油层吸汽状况，使油层均匀吸汽。对隔层不发育、蒸汽吞吐≥4轮次的先期防砂油井，实施高温暂堵，以减少层间矛盾；对井间窜流的油井，吞吐过程中应用氮气泡沫技术，封堵蒸汽窜流通道，提高蒸汽波及体积。 （2）采用蒸汽添加剂，提高蒸汽吞吐效果。随着开发时间的延长，吞吐轮次的增加，地下存水量增多，同时油藏物性和原油性质发生了较大的变化，吞吐周期明显缩短，蒸汽吞吐效果逐轮次变差。利用蒸汽添加剂改善蒸汽吞吐效果技术，在稠油蒸汽吞吐井上全面应用，并且蒸汽添加剂已形成系列化，成为改善蒸汽吞吐效果的主要工艺措施。 （3）化学解堵工艺。由于各种原因造成地层伤害、油井堵塞而实施的一种解堵措施，用于释放油层，恢复油层的有效导流能力，达到增产的目的。化学解堵工艺主要分为三种类型：泥浆解堵、油基解堵、综合解堵和注汽解堵。 （4）油层保护技术。主要是针对储层胶结松散，一般为孔隙～接触式胶结，胶结物的粘土矿物成分以蒙脱石为主。相对含量可达50%以上，注汽后较易发生粘土膨胀，微粒分散运移，同时水热反应会形成许多新矿物，非膨胀性粘土转化为膨胀性粘土。油层保护技术主要为粘土防膨和粘土缩膨两种。 （5）助排增油技术。主要是针对蒸汽吞吐轮次增加，地层压力大幅度降低，地下存水量大，吞吐回采能力低，开展应用的一系列配套技术，成为蒸汽吞吐的主要措施。薄膜扩展剂助排、氮气增油助排、碳酸盐助排、高温防乳剂助排、热采增效剂助排、高温降粘技术、增溶剂助采、重油分散剂助排、固体气源助排等。 三、效果应用 （1）一注多采，延长周期生产时间。应用“一注多采”方式，改善低压井组（低产、间开、捞油等）蒸汽吞吐效果较差的局面，提高井组开发效果。2004年以来先后开展了3个井组（高3-22-78、高3-4-新126和高3-3-086）试验，有效地控制了低压井组的进一步递减。①防、排、固砂结合，综合治理出砂井。②对近井地带油层亏空严重的出砂油井，采取树脂人工井壁防砂。对近井地带油层污染严重的出砂油井，采取砾石充填压裂防砂。③对出砂较重而且产能底、需要蒸汽吞吐的油井，采取高温固砂。④对出砂粒径>0.1mm的油井，采取砂锚进行管内防砂或长柱塞泵防砂，对出砂量低(<5%)产液较高的油井，采取螺杆泵排砂。 （2）完善油井大修技术，提高油井利用率。重点进行了油井落物打捞、套管整形、套管补贴及油井侧钻，目前实施完成各类井267口。同时开展了侧钻双支水平井试验，目前高3-4-17双支水平井累积生产172 天，增产原油0.3249×104吨。 （3）研究攻关蒸汽驱配套技术，为开发方式转换进行技术贮备。开展了热注系统集中供热与等干度分配、注汽系统新型隔热技术、高温耐腐蚀抽油泵、高温油气地面集输、污水处理与回注热采锅炉再利用、蒸汽驱调控技术、蒸汽驱系统余热利用等方面研究，为高升油田全面转入蒸汽驱开发提供技术手段。 四、结束语 稠油油田开发进入蒸汽吞吐中、后期后，必须从多方面进行技术配套，既要立足于油田现场实际，又要开展技术研究应用与前瞻性技术贮备。采用加密井网增加泄油井点，提高油层平面动用程度，增加可采贮量，降低油层压力，为蒸汽驱创造条件。在油井蒸汽吞吐时，根据单井的具体情况，利用分注、选注、暂堵、蒸汽添加剂等技术，可有效地改善油层纵向动用程度和提高蒸汽吞吐效果。在暂时不具备蒸汽驱的条件下，应用“一注多采”方式，可以延长低压井组的生产周期，提高井组的开发效果。在稠油井防砂方面，应建立一套完整的“防、排、固机械与化学相结合”方式，对出砂井进行综合治理，可以保证油井正常生产。 参考文献： [1] 刘文章.稠油注蒸汽热采工程M].北京：石油工业出版社，1997. |
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