Q3塊采油工藝設計

高麗（江蘇油田石油工程院，江蘇 揚州 255006）

秦3斷塊位于東臺坳陷金湖凹陷，是一個受斷層控制的層狀構造油藏，含油層系E1f3+2。E1f3儲層孔隙以溶蝕粒間孔和粒內溶孔為主，平均孔隙度16.5%，平均滲透率22MD，屬中低孔、中低滲儲層。E1f2儲層孔隙以原生粒間孔、粒間溶孔為主，平均孔隙度10.4%，平均滲透率＜1MD，屬低-特低孔、特低滲儲層。地面原油密度0.8942-0.9047g/cm3，動力粘度98.59-188.34MPa.s，凝固點35-36℃。原油流動性差，給有桿泵舉升工藝帶來一定困難。因此,需要有針對性地開展采油工藝研究,以合理開發深層油氣資源，提高低滲、低產能油田的開發效益。

1 Q3塊開發中存在的難題

1.1 儲層物性差，屬中低孔、低滲-特低滲油藏。這類油藏巖石受壓后,其滲透率隨壓力的增加而降低,雖然巖石在卸壓后,滲透率有一定程度的恢復,但不能恢復到初始值。多次圍壓和松弛作用使滲透率不斷下降,在近井地帶形成壓敏低滲區。因此在開發這類油藏時應特別注意保持合理的地層壓力,優化機桿泵設計，以避免生產壓差過大產生壓敏效應,從而降低采液指數。

1.2 原油動力粘度大，油品性質較差。該區塊單井產液低，有些生產井在停機一段時間后再啟機時，發生光桿被拉彎。針對區塊原油粘度高的特點，開展井筒加熱降粘工藝研究。

2 采油工藝優化設計

2.1 生產壓差的確定

合理的生產壓差應在滿足區塊配產的前提下，避免形成水錐、油層出砂和油藏脫氣。為提高泵效，防止原油在地層中脫氣，根據地層原油飽和壓力，確定井底最小流壓。該塊飽和壓力3.32MPa，Q3塊最小井底流壓3.32MPa。另根據達西滲流公式，在采油指數0.0215m3/d.m.MPa，單井產能4t/d的情況下，區塊生產壓差為11-13MPa。

2.2 下泵深度的確定

由于該區塊儲層物性差，壓力傳導慢，易在近井地帶形成一個壓力虧損帶，結合井底最小流壓及生產壓差研究情況，確定區塊常規井下泵深度1800-2300m,水平井下泵深度1600-1800m,單井下泵深度根據實測資料和試油情況確定，并隨注水受效情況及時調整。

2.3 工作制度的確定

由于該區塊原油粘度較高、流動阻力大，為降低原油進泵阻力，提高抽油泵充滿系數，應盡可能選擇大泵徑。但同時考慮到隨泵掛深度加大，泵徑越大，沖程損失和懸點載荷的增加幅度越大，在深抽時宜選擇小泵。確定區塊采用￠32mm/￠38mm泵，沖程3-5m，沖次3-6n/min。

2.4 抽油桿設計

針對區塊原油粘度大，流動阻力大，開展電熱抽油桿加熱降粘工藝研究。

2.4.1 井筒流體變化分析

根據儲層流體特點，預測不同產液量和不同含水時井筒流動溫度剖面。

其中:K，總傳熱系數，W/（m2.oC）；t1s，井底溫度，oC；D，套管外徑，mm；G，液體質量流量，t/d；C，液體比熱，KJ/kg·℃；α，地溫梯度；h，所求點井筒高度（距井底的高度）。

表1 井筒溫度隨產量的變化（含水率為0

表2 含水率對井筒溫度的影響（產量5t）

從圖1、圖2可以看出，當含水一定時，在同一深度處，產液量越低，流體溫度越低；當產量一定時，在同一深度處，含水越低流體溫度相對越低。

Q3斷塊凝固點35-36度，單井日產液2t左右,含水4.9%，原油流至井口的溫度在30度左右，因此該區的低產井可以采用井筒電加熱工藝降低井口油流阻力。

2.4.2 原油熱敏性分析

由室內原油粘溫曲線，可以看出溫度對粘度的影響較大，在40度左右曲線出現拐點，原油粘度開始明顯變大，由40度的344mpa.s升至35度的1902mpa.s。

表3 原油粘溫曲線

通過對區塊井筒流體溫度和原油熱敏性分析可知，通過加熱油管內的流體，可以達到降低原油粘度、清防蠟的目的。

2.4.3 熱桿長度設計

電熱桿的下入深度取決于井筒內原油的析蠟點和凝固點。根據本區凝固點35-36度，析蠟點42-43度，計算所需電加熱深度。

式中:L-所需加熱深度（m）;a-常數；d-該油區的地溫梯度（℃/100m）;T-析蠟溫度（℃）。

由于蠟的析出還與油流速度、含水、溶解氣量等因素有關，因此，確定本區電熱桿下入深度700-900m.

3 結語

3.1 Q3塊油品動力粘度大，凝固點高，在低產液、低含水停機情況下，易導致井筒堵塞開抽困難。針對上述問題，開展井筒加熱降粘工藝研究,有效解決生產難題。

3.2 Q3塊油藏滲流能力較差,開發中存在壓敏效應,加深泵掛放大生產壓差并不一定能提高油井產量,最大生產壓差應控制在13 MPa左右,以減少壓敏傷害,確保油井產能。