加強低成本稠油工藝技術應用實現提質增效

朱益飛 （勝利油田孤東采油廠）

加強低成本稠油工藝技術應用實現提質增效

朱益飛 （勝利油田孤東采油廠）

針對低油價給稠油熱采所帶來的高能耗、高開發成本等生產經營壓力問題，如何突破目前石油市場的低迷重圍，實現油田稠油生產提質增效成為一項重要的研究課題。為了解決上述問題，勝利油田采取了10項低成本稠油工藝技術，它包括注采耦合技術、超稠油化學輔助熱采技術、注汽防砂一體化封隔裝置技術、改進粉煤灰堵劑降低堵調成本技術、優化防偏磨工藝降低舉升成本技術、產液結構優化控液技術、水力排砂采油技術、“ANFS”工藝技術、“四配套”保干降黏一體化技術和氮氣泡沫調剖技術。實踐證明，這些低成本稠油工藝技術的實施對稠油開發提質增效均十分有效。

低成本；稠油；工藝技術；應用；節能；增效

近年來，隨著油價的持續低迷對油田開發生產經營帶來嚴重的困境，相比于稀油，新常態與低油價給稠油熱采帶來了更大挑戰。勝利油田具有30余年的稠油開發歷史，不僅在稠油開發工藝生產技術方面積累了豐富的經驗，而且在低成本稠油工藝技術應用方面開展了許多有益的實踐與探索[1-2]。在新形勢下，如何突破目前石油市場的低迷重圍，實現油田稠油生產提質增效成為一項重要的研究課題。為此，勝利油田把技術創新看作是低油價下實現稠油存量效益提升的有利利器，大力實施存量增效創效工程，集成挖潛工藝技術，努力尋找稠油開發中新的效益增長點，提升稠油井開發整體系統效率，實現稠油生產井低成本開發，并取得了良好的實踐效果。

1 注采耦合技術

1.1技術原理

所謂注采耦合，是指通過先后關停地面注水井、油井，人為改變地下水的固有運移方向，正常開采模式下長期受“冷落”的弱能量井補充能量、高含水井聚集剩余油的一種技術[3]。注采耦合技術關油井、開水井單獨注水階段：可以防止注入水沿優勢通道水竄，注入水在驅替壓差、滲析作用下向非主流區運移，從而擴大非主流區的注水波及體積，憋壓補充地層能量。注采耦合技術關水井、開油井單獨生產階段：油井復產，驅替壓差升高，優勢通道處壓力首先下降，非主流區的原油在壓差作用下流向優勢通道，提高驅油效率。應用注采耦合技術可提高復雜斷塊油藏剩余油的動用程度。

1.2使用條件

該技術主要針對復雜斷塊油藏具有斷塊小、縱向上小層多的特點，注水開發后期剩余油分布受控于平面和層間非均質性，常規注水提高采收率較為困難等問題而開發的，適用于高含水且地層能量不足的稠油井。通過實施該技術補充能量、聚集高含水井剩余油，使非主流區的原油在壓差作用下流向優勢通道，提高驅油效率。

1.3現場應用效果

在勝利油田辛11XN80極復雜小斷塊上應用了注采耦合技術。該井組含油面積0.03 km2，地質儲量6.2×104t，平均滲透率860×10-3μm2，孔隙度25%～30%。調整前，油井1口，水井1口，單井日產液2.5 t，日產油2.4 t，含水率4%，動液面測不出。該井組在構造形態上是一個封閉三角形態，注采井距小（100 m），水井不注水，油井能量不足；水井連續注水，油井含水上升快。為此，創新應用注采耦合技術，交替注采，即辛11-斜更80水井注水時，辛11-側17油井間停；辛11-側17油井開抽時，辛11-斜更80水井間關，讓油井和對應注水井注采“不見面”。實施后，日產液16 t，日產油8.1 t，含水率49%，已累計增油6910 t，噸油操作成本下降42元。通過這種油水井間停交替注采方式，不僅取得油井降含水增產的挖潛效果，而且有效改善了水驅質量，井組采收率可提高2.1%。

2 超稠油化學輔助熱采技術

2.1技術原理

通過分析油井生產數據、運用油藏物模、數值模擬手段，建立了油井不同周期HDCS和HDNS技術注入量模板，優化技術互轉時機和用量[4]。同時將稠油開發區劃分為邊水扶停區、低輪次增能區、多輪次汽竄區，結合經濟效益評價，建立了“三線四區”事前算贏模板；根據儲層能量、邊水分布，轉變注汽方式和調整注汽量。根據油藏物性、地層壓力，按照注入量模板優化藥劑用量，由“三線四區”事前算贏模板最終確定措施可行性。

2.2使用條件

該技術針對超稠油區塊原油黏度高、儲層能量差，地層熱場分布不均、油汽比低等特點而開發的。主要適用于原油黏度超過10 000 mPa·s的超稠油區塊。在這些超稠油區塊上采用傳統的開采方式（單純在蒸汽驅和熱水驅中添加驅油劑）來提高采出程度，其效果不明顯。通過采取化學蒸汽驅可以實現均衡驅替，控制汽竄，從而降低產出液攜帶的熱量，使更多的熱量留在地層，提高熱利用率。

2.3現場應用效果

該技術在勝利油田某超稠油區塊3口油井上的應用結果表明，初期日增油10.7 t，累計產油240.3 t，同比增加79.5 t，創造效益20.3萬元。在草南平47井上應用該技術，初期日增油6.7 t，生產24 d，累計產油128.6 t，同比增加45.3 t，增加效益8.2萬元。

3 注汽防砂一體化封隔裝置技術

3.1技術原理

針對熱采井防砂工藝技術上的缺陷，將一次管柱高壓礫石充填防砂技術與注蒸汽相結合，采用大排量攜砂液將虧空油層和井筒一次充填結實，建立高滲透注汽采油通道，降低注汽壓力，提高防砂效果；同時，注汽管柱直接插入防砂管柱內，簡化了管柱結構，提高了注汽效果。

該技術具有防砂施工簡便可靠、注汽管柱結構簡單、熱損失少和有利于保護套管等優點。該技術室內試驗顯示，利用“注汽防砂一體化封隔裝置”轉周后，平均單井漏失量由75 m3減少為6 m3，折算減少熱量損失1575 kgce（千克標準煤）。由于施工過程減少了井筒重新防砂工序，平均單井占井周期減少3 d。

3.2使用條件

該技術針對稠油井防砂管密閉注汽、注汽后補砂以及防漏失洗井功能缺失，井筒熱損失大，轉周成本高等問題而開發應用的。適用于防砂工藝單井漏失量大、油井作業成本高、井筒熱損失大等低效稠油開發井。

3.3現場應用效果

該技術在N34X01井上進行了應用。該井油層高滲漏失嚴重，上周期防砂漏失液量達到488 m3。利用“注汽防砂一體化封隔裝置”轉周，因洗井過程無漏失，僅用12 m3洗井液出口即見液。目前該井已生產1081 d，與上周期同期對比，井口溫度提高3.5℃，液量提高10 m3，已累計產油5568 t。該裝置的推廣普及將顯著降低轉周防砂成本，單井可節約6.5萬元。

4 改進粉煤灰堵劑降低堵調成本技術

4.1技術原理

主要以粉煤灰為主料，與聚丙烯酰胺等添加劑復配，開發了一種價廉的FP-2型調剖劑。FP-2型調剖劑的主劑是粉煤灰，具體組成是:97%粉煤灰+ 1%聚丙烯酰胺+1%增膨劑+1%后凝劑。粉煤灰是在高溫懸浮狀態下燃燒后形成的，在自然狀態下呈剛性。聚丙烯酰胺是水溶性聚合物，在地層條件下，通過交聯劑的作用，與剛性很強的粉煤灰發生絮凝，并通過極性基團的吸附、橋接和聚沉作用，形成具有堵水調剖功能的聚合交聯物。通過在常規堵劑中添加懸浮劑、激活劑等組分，使堵劑性能和堵調效率得到大幅提升，固結率高達98%，基本實現了等體積固化，用量也隨之減少。常規粉煤灰堵劑，固結后體積只有原體積的65%左右，而改進后的粉煤灰堵劑，固結后體積幾乎不發生變化，大大提高了堵調效率。

4.2使用條件

該技術針對隨著長期注聚、注水開發，地層大孔道和次生大孔道越來越嚴重，由于粉煤灰堵劑的耐沖刷能力、懸浮性能較差，所以粉煤灰類堵劑對大孔道的封堵適應性逐漸變弱，用量越來越多等問題而開發的。適用于采用粉煤灰類堵劑開展堵水調剖的油井。

4.3現場應用效果

改進粉煤灰堵劑前，平均單井使用粉煤灰達到145 t，單井作業費用達到45萬至60萬元。應用該技術單井堵調費用僅為23萬元，較常規堵劑節約30萬元左右。作為油層改造的一項基礎工藝，在注聚前期、中期和轉后續水驅前各個階段都要開展堵水調剖工作，使用的堵劑主要是粉煤灰堵劑，堵水調剖在油田不同開發階段被廣泛應用。以油田每年開展堵水調剖工作量400口井計算，應用該技術后每年可降低成本1 200 030萬元左右，具有良好的經濟效益和社會效益。

5 優化防偏磨工藝降低舉升成本技術

5.1技術原理

根據不同油井采用不同防偏磨技術措施，依照投入少，防偏磨效果好的原則，找出油井防偏磨工藝技術的效益平衡點，從而提出不同油井采取不同的防偏磨技術措施，達到有效壓減作業成本的目的。

防偏磨工藝技術主要有采取油井內襯管工藝、更換新油管和扶正器配合技術。一般來說，油井免修期小于300 d的油井，實施內襯管工藝防偏磨；而油井免修期大于300 d的井，采用更換新油管和扶正器配合技術。

5.2使用條件

該技術針對隨著油田進入特高含水期及注聚轉后續水驅開發階段，油井偏磨、腐蝕現象愈加嚴重等問題而開發的。適用于防偏磨油井工藝技術的最優化，從而達到防偏磨油井投入最低，效果最好。

5.3現場應用效果

每米新內襯管148元，較每米新油管多出57元，如果全井整體更換新內襯管，勢必會增加成本投入。以1口600 m深的油井為例，僅在防偏磨段更換內襯管，與全井更換內襯管相比，可節約成本3萬余元。若油田每年規模化推廣該技術于1000口油井上，則每年可節約成本3000余萬元。

6 產液結構優化控液技術

6.1技術原理

通過圍繞液量優化，優化油井產液結構措施，對高液低效油井實施壓減產液量，延緩含水上升速度；對低液油井實施防砂降黏提液措施，提高低液低效產液量，增加產油量，從而達到低效無效油井向高效油井轉化的目的。

通過實施對日產液量大于70 t的高液油井細化分類，制定“泵掛上提、泵徑升級、參數優化”的治理措施，降低油井采液強度，利用作業時機，優化桿管組合，重新為油井制定運行參數；對高含水油井采取關停措施，減少無效液量。

6.2使用條件

該技術適用于所有稠油井的開發，以確保每1口稠油井最合理的產液結構。通過壓減高液低效產液量，實現低效無效油井向高效油井轉化，提升油井系統效率。

6.3現場應用效果

該技術在勝利油田KD29X19井上應用。措施前，日產液84.8 t，含水率98.0%，日產油1.7 t。實施注汽+氮氣泡沫調剖工藝后，日產液32 t，日產油11.0 t，含水率下降至65.6%。84.8 t低效液量成功轉化成32 t高效液量。在KD32P17井上，已四輪注汽轉周，日產液2.6 t，日產油0.9 t。實施注CO2+注汽復合吞吐工藝后，日增液量20 t，日增油量13.4 t。2015年，實施注CO2+注汽復合吞吐、氮氣泡沫調剖注汽32井次，累計增油2.1×104t。經過產液結構優化調整，僅成本一項就節約219.38萬元。

7 水力排砂采油技術

7.1技術原理

以高壓水為動力液驅動井下排砂采油裝置工作，以動力液和采出液之間的能量轉換達到排砂采油的目的。動力液在噴嘴處由高壓頭轉變為高速頭，噴射液流將地層流體攜地層砂從匯集室吸入喉管，在喉管內形成混合液，地層流體因動力液而獲得充分能量，此時混合液由速度頭轉變為壓力頭，將地層流體（包括地層油、水、砂及其他）排至地面。由于井下排砂采油裝置的尾管處于油層下部，地層流體攜地層砂能夠及時地進入尾管，而不會滯留于尾管周圍，從而保證地層流體進入尾管暢通無阻。

7.2使用條件

該技術主要適用于出砂嚴重、防砂有效期短、油井免修期短的稠油井。通過應用該技術提升油井的防砂效果，延長油井的免修期，提高油田開發區塊整體效果。

7.3現場應用效果

勝利油田某稠油區塊應用該技術使低效存量資源得到有效動用，區塊整體開發效果逐漸改善。目前開井數增加4口，日產油增加56 t，年產油增加0.67×104t，年油汽比增加0.22，達到0.43，取得了良好應用效果。

8 “ANFS”工藝技術

8.1技術原理

“ANFS”工藝技術（“Acid nitrogen（foam）steam”）即“酸液+氮氣（泡沫）+蒸汽”連續注入工藝技術。酸液是碳酸鹽巖油氣層重要的增產措施原料，酸化處理技術已成為油氣井增產、注水井增注的主要措施之一。而泡沫是一種高黏度流體，具有“堵水不堵油”的特性，即遇水起泡、遇油消泡。當含油飽和度低時，泡沫能形成較高的封堵壓差；當含油飽和度高于一定值時，泡沫破滅難于形成較高的封堵壓差。利用這一特點，在蒸汽驅過程中加入泡沫體系，可以發揮選擇性封堵作用。封堵高含水區域，迫使蒸汽更多地進入含油飽和度高的區域，擴大汽驅波及體積，從而實現稠油井復合解堵增效，提升油井產量，延長油井免修期。

8.2使用條件

該技術針對稠油油藏在吞吐過程中，地層黏土礦物破損運移，微粒與稠油芳香烴由于正負電荷作用，稠油易黏附微粒，造成堵塞傷害，油井生產時表現出高含水階段液量高，見油后液量急劇下降的現象而開發的。它適用于無效、低效稠油區塊的開發。

8.3現場應用效果

通過采取“酸液+氮氣（泡沫）+蒸汽”連續注入工藝技術，稠油井復合解堵增效顯著。據統計，共在13口井上采用了這項技術，同期對比，階段增油289 t，創效103.4萬元。

9 “四配套”保干降黏一體化技術

9.1技術原理

“四配套”保干降黏一體化技術是指注采一體化泵、隔熱管注汽生產、環空注氮隔熱、擠入降黏劑等技術。

注采一體化泵的工作原理是注汽作業時，柱塞處于碰泵狀態，柱塞上注汽孔同泵筒上的注汽孔對齊連通，從而使泵上下油管連通，使熱蒸汽通過注汽孔進入泵筒與外工作筒環形空間，經泵下注入地層。注蒸汽轉抽時，上提柱塞，柱塞將注孔密封，抽油泵可正常抽油。

隔熱管注汽生產工作原理是利用隔熱管隔熱能，減少井筒散熱，提高產液溫度，延長生產周期。

環空注氮隔熱工作原理是在注入蒸汽呑吐過程中不再采用隔熱管加封隔器的隔熱方式，而是采用光油管，管內注入蒸汽，制氮注氮裝置通過油套管環形空間連續向地層注入氮氣，在井眼內起到隔熱作用。注入到地層后，由于注入相當大體積的氮氣，局部提高地層壓力。這樣，此項技術在向地層注入熱量的同時補充了壓力，因而可以較大幅度提高油井產能，提高油汽比，改善蒸汽呑吐開發效果。

擠入降黏劑工作原理是在開采之前加熱稠油，或者加入稠油降黏劑。稠油降黏劑主要分為兩種：水溶性稠油降黏劑和油溶性稠油降黏劑。

9.2使用條件

該技術主要是針對中低滲、超稠油油藏，因其油層薄、物性差、原油黏度高導致區塊低效而開發的。它適用于開采難度大、開發效益低、油層薄、物性差、原油黏度高等低效油井。

9.3現場應用效果

通過采取“少注、快采”的開采方式，對10口低效稠油井創新實施包括注采一體化泵、隔熱管注汽生產、環空注氮隔熱、擠入降黏劑等措施的“四配套”保干降黏一體化技術。措施實施后，平均單井增油317 t，平均單井注汽量減少934 t，單井周期經濟效益增加68萬元。

10 氮氣泡沫調剖技術

10.1技術原理

在注蒸汽過程中注入氮氣和泡沫劑，通過泡沫的“賈敏效應”，增加蒸汽流動阻力，達到減緩汽竄，提高注入蒸汽的波及效率和驅替效率的目的。泡沫劑具有很強的選擇封堵性能，在殘余油飽和度較高的地帶發泡性較差甚至不具備發泡性，而在殘余油飽和度較低的地帶具有很好的發泡性，這種選擇封堵的特性非常適合用于多輪次呑吐后期稠油油藏。伴隨著注入蒸汽的驅進，在流體滲流速度高的地帶，形成高強度的致密泡沫帶，封堵壓力增強，降低流體的滲流速度，迫使后續蒸汽轉向富含油的低滲透帶。由于殘余油飽和度高的低滲透帶泡沫劑無法形成穩定泡沫，蒸汽不斷進入，從而提高了該部分的運用程度。注入的氮氣可以增強地層的驅動能量，抑制底水的推進，溶解入地層原油后降低原油黏度，增加流體的流動性。泡沫驅既具有聚合物驅的高流度控制能力和微觀調剖作用，又具有表面活性劑驅的乳化和降低界面張力的作用。泡沫體系良好的封堵性能同表面活性劑提高驅替效率有機地結合起來，使泡沫體系具有封堵、調剖、降黏、洗油的綜合作用機理。

10.2使用條件

該技術主要是針對稠油油田吞吐效果逐周變差的難題而開發的。利用高溫泡沫的選擇性封堵特性，蒸汽驅過程中泡沫改善蒸汽波及狀況，實現均衡驅替。泡沫對高滲層具有較強的封堵作用，而對低滲層的封堵較弱。加入泡沫后，優先進入高滲透大孔道，封堵高滲層，高滲透大孔道中滲流阻力增大，流量降低，蒸汽更多地進入低滲透，提高低滲層流量。

10.3現場應用效果

通過在注汽前共對油田某區塊11口低效稠油井實施氮氣泡沫調剖，實施后平均單井增油206 t，平均單井注汽量減少669 t，單井周期經濟效益增加34.8萬元，投入產出比為1∶2.7，有效提高了低滲油層動用程度。

11 結論

實踐證明，低成本稠油工藝技術是低油價市場條件下油田稠油開發生產的必由選擇。相近的油藏條件可采用不同的高效開采工藝，不同的油藏條件可采用相同的開采工藝。因各地稠油油藏區塊油質不同，可根據具體情況選擇不同的低成本稠油高效開采工藝技術。針對不同的稠油區塊油井，選擇合適的低成本稠油開采工藝技術，運用優質高效開采工藝方式，不斷完善稠油油井生產工藝設施，提高油汽比和噸油開發效益，提升油井系統運行效率和能源利用效率，不僅可以有效應對目前低油價形勢下油田稠油開發生產所面臨的經營困境，而且有利于各油田在不同稠油油藏條件下探索出不同的低成本稠油開發新技術和新方法，為油田稠油高效優質開發提供有益的實踐經驗。

[1]朱益飛.稠油開采節能技術的降稠方式分析[J].石油工業技術監督.2010，26（7）：56-58.

[2]朱益飛，石曉明，馬冬梅.提高孤東油田機采系統效率的探討[J].電力需求側管理,2009，11（4）:44-48.

[3]史紅芳.提高稠油注汽開發質量效果的探討[J].石油工業技術監督2012，28（4）：32-34.

[4]張銳.稠油熱采技術[M].北京：石油工業出版社，1999：90-92.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.10.008

2016-05-07

（編輯 李發榮）

朱益飛，高級工程師，1989年畢業于華東石油學院（生產過程自動化專業），從事油田計量與節能新技術新工藝的研究與推廣應用工作，E-mail：zhuyifei112.slyt@sinopec.com，地址：山東省東營市河口區仙河鎮勝利油田孤東采油廠技術質量監督中心，257237。