英雄灘油田大35—斜20塊排砂采油工藝探索

王小芳

【摘 要】英雄灘油田大35-斜20塊地面條件差，油井為大斜度定向井，油井靶點位移大，井斜角大、油稠、井深、泥質含量高、滲透率低且油井出砂為粉細砂。經過不斷的摸索和實踐，對大35-斜20塊采取了一些相應的配套射孔、防砂、抽稠、防偏磨等工藝措施，取得了一定效果，但開發中暴露出抽稠費用高、防砂增產效果差等問題，近期開展水力噴射泵排砂采油工藝技術試驗和研究，現場實施4口井，日增油14.8噸，為該塊經濟有效開發提供技術支持，應用前景廣闊。

【關鍵詞】稠油；粉細砂；防膨；防砂；排砂

一、前言

大35-斜20塊地處渤海灘涂。大35-斜20塊沙二段儲層，顆粒直徑一般0.01-0.25mm，粒度中值0.09mm。沙二段油藏油層溫度81℃，溫度梯度為3.1℃/100m。根據沙二段巖芯分析結果，孔隙度平均25.9%，滲透率平均193×10-3μm2。目前大35-斜20塊共有油井25口，其中直井3口，斜井22口；造斜點相對較淺，平均造斜點為820米，平均最大井斜為1722米，平均最大井斜度36.9度。

二、大35-斜20塊開發中的難點

2.1油井出砂嚴重，粉細砂的防砂難度大

油井在生產過程中易出砂，使用常規舉升工藝不防砂不能正常生產。油層砂子粒度中值小（0.09mm），滲透率低，防砂難度較大，在防砂過程中不是把油層防死就是防不住砂。防死時油井供液不足或無供液；防不住時地層仍出砂，需要頻繁檢泵沖砂，開井時率低，影響油井正常生產。

2.2油藏埋藏深，原油粘度高，注汽熱采工藝不合適，舉升難度大

該塊油藏埋深1700-2129m，原油平均粘度14236mPa.s，由于地層滲透率低，油藏埋深大，注汽熱采工藝難以達到管柱下深和注汽壓力要求，因此只能采取常規冷采措施。常規冷采舉升工藝必須采取空心桿摻水輔助降粘措施或者電熱桿伴熱降粘措施才能維持油井正常生產，但輔助舉升效果有限。

2.3油井液量低，易造成管桿偏磨，檢泵周期短，影響油井正常生產

油井液量低，易造成管桿偏磨，檢泵周期短，影響油井正常生產。另外防砂后油層內的粉細砂、懸浮物等雜質易堵塞近井地帶，使油層滲透性變差，供液能力變弱，導致油井產量降低，進一步加劇了管桿偏磨。

三、配套工藝技術的應用

3.1射孔工藝

大35-斜20區塊射孔方式采用油管傳輸深穿透射孔。射孔壓差既要能保持孔眼的清潔，又要不使套管損壞（擠毀）。考慮到油井的安全問題，以及防止油層出砂現象的發生，要求采用近平衡射孔工藝。并采用以下射孔參數：螺旋布孔，16孔/m。為防止射孔過程中，造成粘土膨脹，射孔液中加入防膨劑。

3.2防膨抑砂工藝

根據大35-斜20塊敏感性研究結果表明該塊存在水敏，為此在該塊新投井及后期檢泵井應用了防膨抑砂工藝。有機陽離子聚合物在水中溶解、解離，產生聚陽離子，這些聚陽離子即可通過吸附中和粘土表面的負電性，又可在粘土晶層或顆粒之間吸附微粒，使它們之間的靜電排斥力減小，晶層收縮，抑制粘土膨脹。有機陽離子聚合物主要通過其陽離子鏈節將帶負電微粒（砂粒）橋接起來，若聚合物中含有丙烯酰胺，其氨基可與松散砂粒表面的羥基通過氫鍵橋接起來，達到防砂的目的。

3.3防砂工藝

大35-斜20區塊主力油層沙二段2、3砂組，油層埋深1900m，成巖時間短，油層膠結疏松，油井在生產過程中，流體流動阻力克服砂粒之間的聚合力或巖石強度，使油井出砂；原油粘度高，流動阻力大，出砂加重。在大35-斜20塊采用過三種防砂方式，共防砂12口井。總體看，防砂后檢泵周期延長，但增產效果不明顯。

3.4井筒舉升工藝

該塊平均粘度達14236mPa.S，投產初期，采取電熱桿井筒降粘工藝生產方式，取得了較好的效果。但該工藝耗電量大，費用高。因此2006年以來開展大35-斜20塊空心桿摻水替代電熱桿技術。目前該塊油井幾乎全部采用空心桿摻水降粘，配套桿管防偏磨裝置生產，基本解決了舉升困難的問題，開發效果得到較大改善，經濟效益有了顯著提高。但大斜度井的偏磨現象依然存在，檢桿檢泵周期短，同時油井含水也出現兩個明顯抬升，含水由35%抬升至50%，空心桿摻水計量誤差大始終是個難題。

3.5水力噴射泵排砂采油工藝研究

大35-斜20塊砂巖粒度中值小（0.09mm）、泥質含量高，泥質成分以及膠質、瀝青、石蠟等容易進入充填層，阻塞滲流通道，導致防砂后液量下降，所以改善近井地帶的滲流狀況是提高大35-斜20塊開發水平的關鍵。而水力噴射泵對油稠出砂油藏則有很大的適應性，同時大35-斜20塊地面工程條件也適宜于采用水力噴射泵。

3.5.1水力噴射泵舉升原理

水力噴射泵是以高壓水為動力液，通過動力液和產出液之間的能量轉換實現采油。高壓動力液通過縮徑端面時，其速度能顯著增加，導致壓能顯著降低，從而在端面周圍形成“負壓區”，把地層產出液吸入泵筒，吸入流體與動力液經喉管混合，再經擴散管擴散，逐步恢復壓能，然后再由該壓能完成混合液的輸送和舉升。高壓水（動力液）通過流量計、高壓過濾器到達井口的一翼，從井口沿動力液管線到達井下排砂采油裝置，動力液驅動井下排砂采油裝置工作。含砂產出液和動力液混合后的混合液通過混合液油管和動力液油管形成的環形空間、井口的另一翼排至油氣水砂分離罐。混合液在油氣水砂分離罐沉降后，分離水繼續作為動力液供油井生產使用，分離出的原油拉走或進入計量站。

3.5.2水力噴射泵攜排砂原理

在產出液的舉升過程中，液體在生產管柱內任意截面的流速均大于砂子的沉降末速2倍以上，從而能保證地層砂隨流體一起順利排出。表1為不同粒徑砂粒沉降末速和保證上升的最低液流速度表。

3.5.3水力噴射泵參數選擇

根據水力噴射泵特性曲線，不同的面積比其最大效率點不同，對應的流量比和壓力比也不同，根據動液面位置、井口設備達到的工作壓力、最大效率等各參數，以確定流量比和壓力比，通過數值模擬計算出所需的噴嘴、喉管直徑等工作參數。

3.5.4現場應用

目前水力噴射排砂采油工藝已在大35-斜20塊應用4口井，均運行平穩，日增油14.8噸，排砂增油效果明顯。首口井大35-15-11自2012年5月13日采用該工藝投產，措施前日液1.0t/d，日油0.3t/d，含水64.7%，措施后日液9.4t/d，日油5.3t/d，含水42.6%，平均日增油4.9t，至今已正常運行503天，累增油2497噸。另2014年初投產的大359井、大35-9-斜13和大35-9-斜12井，原來都不能正常生產，目前均運行平穩，平均單井日產油在3噸以上。

四、結論

針對英雄灘油田大35-斜20塊油井油稠、井深、滲透率低、泥質含量高，出粉細砂、井身大斜度等開發難題，相應優化射孔、防砂、抽稠、防偏磨等配套工藝措施，取得了一定效果，但也存在有效期短、增產效果差等問題。水力噴射泵排砂采油工藝由于井口及井下沒有運動部件，從根本上解決了井筒桿管偏磨現象的發生，適應于水平井、斜井以及叢式井組，及偏磨、腐蝕較嚴重的油井；同時水力噴射泵具有很強的攜砂排砂能力，保證地層砂全部隨采出液排至地面，并隨著近井地帶游離砂排出，油層滲透性能得到提高，增產效果明顯，適宜于在稠油出粉細砂油藏推廣應用。

【參考文獻】

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