洼38塊稠油摻稀油生產技術研討

摘 要:洼38塊由于低壓、低產，原油在管線中流速慢，必須細致入微地搞好摻油工作。本文從摻油機理進行分析，運用工程技術的方法提出了最佳配比量的確定，針對不同類別的油井進行摻稀油生產技術的研討，為同類稠油油田摻稀油工作提供參考。

關鍵詞:摻稀油稠油粘度洼38塊

中圖分類號:TE71文獻標識碼:A文章編號:1674-098X(2011)09(c)-0036-01

洼38塊構造上位于遼河斷陷中央凸起南部傾沒帶的北端。含油面積8.9km2，石油地質儲量3224×104t，開發目的層至下而上分別為下第三系沙三段、東三段和東二段，油藏埋深-1160～-1490m，儲層巖性為硬質長石，中粗粒、細粉砂巖，泥質膠結，屬于大孔高滲儲層。50℃平均原油粘度15900mPa·s，最高達34052mPa·s，屬深層特稠油油藏。

1油井特點

從1991年7月開始，洼38塊分東二、東三、沙三共三套層系進行蒸汽吞吐開發部署，截至2010年12月，洼38塊共有油井414口，開井229口，日產油699t/d，綜合含水84.67%，累計產油614.118×104t，采油速度0.7%，采出程度19.05%。累計注汽1053.19×104t，累計吞吐油汽比0.58。平均吞吐9.5個輪次，其中，低周期(1-3周期)油井83口；中周期(4-7周期)油井63口；高周期(>7周期)油井104口。洼38塊的地層結構特點和蒸汽吞吐的開發方式決定了油井具有以下幾個特點:

(1)原油粘度高

洼38塊原油油品較稠，膠瀝含量較高，具有高密度、高黏度和低含蠟量的特點，因此采用井筒摻稀油降粘工藝開采。

(2)油井普遍出砂

洼38塊地層結構疏松，顆粒細，油層相對較淺，上覆壓力低，成巖作用差。此外，由于多輪次吞吐過程中的激動以及吞吐初期大量的放噴，造成地層破壞，加之原油粘度高，攜砂能力強，導致吞吐回采過程中油井普遍出砂。

(3)油水分離嚴重

由于長期采取蒸汽吞吐開發方式，高周期油井和吞吐效果不好的油井，油水分離嚴重，造成油井含水不穩定，給摻稀油工作帶來一定困難。

2稀油降粘的機理

2.1 直接混合加熱降粘

稀油加溫后摻入井下，使其與稠油在油套環空充分混合，可以成倍甚至幾十倍地降低原油粘度，減少摩擦阻力，改善原油的流動性，維持生產并改善抽油泵的吸入條件，提高泵的充滿系數，以達到提高泵效的目的。據有關資料表明抽油機參數為S＝4.8m，n＝2～4次/min，Φ56mm泵的臨界抽吸速度對應的泵的入口粘度為1200mPa·s左右。

對于一定粘度的稠油，隨摻入稀油比例增大，粘度下降也越快。從理論上計算摻入稀油比例與混合油粘度的關系，可依據公式:

式中:μ混、μ稀、μ稠-分別為混合油、稀油、稠油粘度；k-為摻入稀油比例；

2.2 加熱油管間接降粘

加熱后的稀油在向井下流動的過程中，井筒中存在徑向傳熱過程，即熱稀油可以加熱抽油管柱，也就可以間接加熱油管中生產的稠油，這樣就降低了原油粘度，使油管壓力降低。

在穩定熱流狀態下，熱稀油通過油管壁向油管內的稠油加熱的徑向熱流速Qs與油管壁內外溫度差(Tto-Tti)和單元段長度△L形成的油管外表面積成正比:

式中:Qs-單元徑向熱流速，kal/h；Ktub-為油管的導熱系數，kcal/(m2·h·℃)；

rto-為油管半徑，m；Tto、Tti-為油管壁外、內的溫度，℃

△L-油管單元段長度，m

如果摻入稀油溫度為60℃，鋼的導熱系數一般為37～40kcal/(m·h·℃)，稠油溫度為40℃，則熱流速Qs能達到223.3kal/h。

3與摻稀油有關的幾個因素

3.1 摻油和開采層位的關系

洼38塊三套開發層系中，東二段邊水活躍，油水粘度比較大，多數油井均采用多層合采方式生產，造成油井水淹嚴重，現已進入高含水低速采油階段，所以此類油井生產時不摻稀油或少量摻稀油即可保證正常生產。

東三段原油粘度較高。巖性較細，以細砂巖、粉砂巖為主，膠結疏松，屬高孔，高滲儲層，出砂嚴重。所以盡量控制摻稀油，保證原油具有一定的攜砂能力。

沙三段油層屬深層特稠油油藏，巖性較粗，以礫巖、砂礫巖為主，沙三段儲層屬于大孔隙度、高滲透儲層。所以摻油比較東三段油層要大些。

3.2 摻油與沉積相帶的關系

通過油井所處沉積相帶，同一層系，不同位置的油井出油情況也不一樣，這是由于油井所處沉積相帶決定的。洼38塊屬于扇三角洲沉積相，沙三段分為辮狀溝道微相和溝道間及中扇前端微相，辮狀溝道微相巖性較粗，出砂較輕，溝道間及中扇前端微相巖性細，出砂較重，需少；東三段分為河口砂壩、邊緣薄層砂、間灣及前三角洲微相，出砂程度逐漸增強。

砂的沉降速度與粒徑的平方成正比，而與粘度成反比，砂的沉降速度遠遠小于泵的排液速度，所以正常生產的情況下，不能出現卡泵的現象。

3.3 摻油與吞吐周期的關系

同一個油層，隨吞吐周期變化，出油情況不同，摻油也相應變化。周期較低的井采出程度低，壓力高，出油情況好；輪次高的井，壓力低，液量低，含水高。根據洼38塊吞吐周期可分為三類:低周期、中周期、高周期。

(1)低周期油井，其特點是地層吸汽量少，注汽效果不佳，尤其是第1和第2周期的油井更為明顯，油井排水期短，見油較快，且出油粘度較大，出液溫度較高。針對此類井特點，開井后應大量摻油，根據液量變化情況約10天后摻油逐漸穩定。

(2)中周期油井，其特點是注汽效果明顯，地層能量高，排水期相對延長，大約3～12天，出液溫度高。針對此類井特點，開井后應少量摻油，待含水下降至80％時，逐漸加大稀油量，此類井20天后摻油逐漸穩定。

(3)高周期油井，其特點是回排水時間長，大約10～30天，甚至更長，此類井的摻油可以根據井口放樣情況而定，一般含水下降至60％時再摻油即可。

3.4 摻油與生產階段的關系

在同一注汽周期內的不同階段，油井出油情況也有差異:吞吐初期，油溫高、產量高、油較稀；吞吐中后期，溫度下降、含水上升、油較稠。分油井在注汽周期中所在的生產階段，了解油井出油狀況，才能做到合理摻油。

3.5 摻油與地面管線情況

由于油井受初期放噴因素影響，很多油井夾克保溫層與管線脫離，保溫效果較差，溫耗大。當平臺井管線高出地面，不受葦田水影響，但受大氣溫度影響較大，夏季氣溫高，管線溫耗小，可以不考慮保管線摻油量。冬季氣溫低，管線溫耗大(7m3/d，百耗，45.5℃)，必須考慮摻油保管線用量。

4結語

稠油井摻稀油一定要通過分析開采層位、沉積相帶、吞吐周期、生產階段、地面情況，合理計算出油井不同時期的摻油量，正常生產的稠油井要保證均衡摻油的原則。摻油管理必須做到地質、工程和現場調摻互相溝通、密切配合。

參考文獻

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