蒸汽吞吐后供液差井綜合治理技術的研究與應用

吳松毓

摘 要：歡西油田稠油區塊已經進入開發中后期，油井生產效果逐年變差，吞吐油氣比逐年下降，嚴重影響了稠油區塊的持續穩產。在實際生產過程中，受地層壓力低、動用不均、堵塞等因素影響，注汽后油井出現液量低、含水高、不出等問題，近幾年，蒸汽吞吐后供液差井比例逐年升高，已經成為制約油井生產的重要因素之一。因此，針對蒸汽吞吐后供液差井，開展技術攻關，分析其機理，指導油井下一步生產，以確定最佳的綜合治理措施，實現最短時間內恢復油井生產。

關鍵詞：歡西油田；措施；綜合治理

歡西油田稠油區塊已經進入開發中后期，油井生產效果逐年變差，吞吐油氣比逐年下降，嚴重影響了稠油區塊的持續穩產。在實際生產過程中，受地層壓力低、動用不均、堵塞等因素影響，注汽后油井出現液量低，含水高，不出等問題，近幾年，蒸汽吞吐后供液差井比例逐年升高，已經成為制約油井生產的重要因素之一。

據統計，2011年-2016年注汽井次總體呈遞減趨勢，而注汽后因供液差開井不出的井次逐年增加，占總注汽井的比例不斷上升，2016年上升到13.13%。針對這類油井主要采取強負壓解堵、間關等措施解決。但是，在實施過程中，仍存在措施無效、處理后液量低等問題，影響了油井的正常生產。因此，針對蒸汽吞吐后供液差井，開展技術攻關，分析其機理，指導油井下一步生產，以確定最佳的解決措施，實現最短時間內恢復油井生產。

一、綜合治理技術主要內容

（一）探究蒸汽吞吐后供液差井機理，建立治理措施數據庫

通過2010-2016年的數據分析，得出蒸汽吞吐后供液差井，大多數為壓力P≦8MPa的油井，占吞吐井中同等壓力油井的比例最大。且主要集中在11-20周期。

油層厚度越大，蒸汽吞吐后供液差井越多。油層數達到10以上，占同層數注汽井比例最大。

通過數據分析，形成了如下3方面機理。1）動用程度嚴重不均，低滲層無法有效動用，高滲層剩余油含量少，造成蒸汽吞吐后油井供液差。2）地層壓力低，地層能量不足，原油流動困難，導致蒸汽吞吐后油井供液差。3）油井存在“軟堵”，這種堵塞主要為水鎖、氣鎖、冷傷害造成的蒸汽吞吐后油井供液差。

結合分析得出的三種機理。建立了三種機理措施井數據庫。

（二）改進水基調堵劑技術

統計的13口井產液剖面測試資料表明，共129層/259.8m，其中不產液的有60層/72m，占總厚度的28.0%。

可見，有效動用中低滲透層可解決油井不出問題。針對注汽不出井，采用改進后的凝膠堵劑對其高滲層進行封堵，提高中低滲透層動用程度。

針對動用程度不均問題，改進了水基調堵劑技術。改進的配方與原配方相比，添加了橡膠粉，主要是提高封堵能力。同時添加了耐高溫油溶性樹脂，提高藥劑的耐溫性。

（三）改進自生氣增能技術

針對地層能量不足，改進了自生氣增能技術。改進后的自生氣增能技術主要是增加了碳酰胺的比例，同時加入了促進劑；一是在原來的體系配方下，促進更完全的反應，有更好的性能。二是在增大碳酰胺用量的時候，用現有含量的引發劑就可以充分反應。

從上表看出：改進后的自生氣增能技術可以放出大量氣體，迅速增加油層能量。

（四）改進解堵技術

針對堵塞問題，分為有機堵塞和無機堵塞。根據堵塞情況不同，我們分為軟堵和硬堵。對于供液差井的堵塞，多為軟堵。軟堵比較復雜，解堵難度大，這類油井在解堵進行時藥劑可能接觸到堵塞部分表面，然后從兩側繞過堵塞位置，表現為藥劑注入壓力低，一般在2-3MPa。針對軟堵，主要采用緩速酸進行解堵。該技術主要包括藥劑配方優選和施工工藝優化兩方面。

施工工藝的改進：

該措施原施工工藝為：處理液→主酸液→頂替液；

或者：前置酸→主酸液→頂替液

改進后的施工工藝為：井筒預處理液→處理液→多級注入酸液（前置酸→主酸液→后置酸）→頂替液

改進后的施工工藝增大了酸液處理半徑，同時避免了二次沉淀，腐蝕性低，施工安全可靠。

三、現場應用情況

針對蒸汽吞吐后供液差井，我們采用改進自生氣增能技術、解堵技術、水基調堵劑技術共計14井次，累計增油3684噸。

四、經濟效益分析

增油按2000元/噸，生產成本1000元/噸，投入資金117.54萬元。

新增利潤=[原油價格（不含稅）-生產成本]×增油量

=（2000-1000）×3684=368.4萬元

投入產出比=117.54/368.4=1：3.13

五、結論

1）探究蒸汽吞吐后供液差井機理，建立治理措施數據庫，對該類油井具有指導意義；2）通過室內和現場試驗，改進了適合不同原因導致蒸汽吞吐后供液差井的化學藥劑配方；3）建議對蒸汽吞吐后供液差井進行相應油化措施，以提高稠油油藏整體的開發效果。

參考文獻：

[1] 《中國油藏開發模式叢書》編輯委員會.中國油藏開發模式叢書[M].北京：石油工業出版社，1997.