稠油熱采配套技術應用與改善開發效果的措施

許凱敏

【摘 要】勝利油田稠油資源十分豐富。經過多年的開采，稠油熱采區塊已進入中高含水、多輪次吞吐開發階段，稠油產量由上升態勢轉換為下滑趨勢。隨著稠油開采技術的不斷發展和創新，為合理開采稠油提供了技術保障。為提高熱采開發效果，需要綜合運用稠油開采適用配套工藝技術，并采取精細地質管理和精細地面管理措施，延長熱采井的生產周期，提高稠油開發的經濟效益。

【關鍵詞】稠油；熱采；配套技術；精細管理；高效開發

針對不同開發階段的特點和需要，研究并實施了相應的開發政策和措施。在中高含水期，針對層間干擾日趨嚴重，實施了細分層系和強化完善注采系統等調整技術。勝利油田稠油油藏縱向和平面的非均質性，高油水粘度比及蒸汽吞吐過程中蒸汽動力場的不平衡，造成了注入蒸汽在油層縱向單層突進，平面內指進或舌進，嚴重影響了油藏開發效果。90年代油田進入高含水期，針對采收率低的問題，通過應用稠油熱采技術，加快了油田驅替方式的轉變，強化儲層精細描述，使油田采收率在水驅的基礎上大幅度提高，形成了砂巖稠油油藏長期高效開發的技術系列。

1.油田稠油熱采配套技術

目前提高稠油油藏產量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏滲透率、增大生產壓差，主要成熟技術是注蒸汽熱采、火燒油層、熱水+化學吞吐、攜砂冷采，等等。這些工藝技術常常是配套使用的，也有單獨采用的。

1.1熱采技術

注蒸汽熱采的開采機理主要是通過加熱降粘改善流變性，高溫改善油相滲透率以及熱膨脹作用、蒸汽（熱水）動力驅油作用、溶解氣驅作用。關于稠油的蒸餾、熱裂解和混相驅作用，原油和水的蒸汽壓隨溫度升高而升高，當油、水總蒸汽壓等于或高于系統壓力時，混合物將沸騰，使原油中輕組分分離，即為蒸餾作用。

蒸餾作用引起混合液沸騰產生的擾動效應能使死孔隙中的原油向連通孔隙中轉移，從而提高驅油效率。高溫水蒸氣對稠油的重組分有熱裂解作用，即產生分子量較小的烴類。在蒸汽驅過程中，從稠油中餾出的烴餾分和熱裂解產生的輕烴進入熱水前沿溫度較低的地帶時，又重新冷凝并與油層中原始油混合將其稀釋，降低了原始油的密度和粘度，形成了對原始油的混相驅。

蒸汽驅過程中，蒸汽前沿的蒸餾餾分凝析后與水發生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，這種乳化液比水的粘度高得多。在非均質儲層中，這種高粘度的乳狀液會降低蒸汽和熱水的指進，提高驅油的波及體積。

1.2加降粘劑

乳化液在孔隙介質中的流動過程是一個復雜的隨機游走過程，降低界面張力、提高毛管數可改善稠油油藏開發效果。向生產井井底注入表面活性物質，降粘劑在井下與原油相混合后產生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比較穩定的水包油型乳狀液體系。

在流動過程中變原油之間內摩擦力為水之間的內摩擦力，因而流動阻力大大降低，達到了降粘開采的目的。比較常用的有GL、HRV-2、PS、堿法造紙黑液、BM-5、DJH-1、HG系列降粘劑。魯克沁油田通過加強化學吞吐油井化學降粘、化學吞吐、蒸汽吞吐、天然氣吞吐等技術現場攻關試驗、形成超深稠油開發技術路線。

1.3電加熱

采用電熱采油工藝開采稠油、超稠油，在技術上是成熟的。對于遠離油田基地的中小規模稠油油藏，由于其面臨的主要開發瓶頸主要來自地面稠油的輸送加熱、降粘、脫水工藝等。因此筆者建議開展地下稠油變稀油技術攻關，將稠油開發轉化為稀油開發問題。當然這存在比較突出的成本問題：電熱采油工藝單井平均加熱功率80kW·h。

1.4注空氣開發

由于冷采油田在冷采的經濟界限內仍遺留大量的原油，而且蚯蚓洞型的通道處于衰竭油藏之中，因此它是注空氣的理想候選油藏。蒸汽短時期進入衰竭油藏，會破壞“蚯蚓洞”，從而使受熱通道產生較高的滲透率。受熱的通道為可流動的原油到達生產井提供流路后，隨即實施油藏點火和注空氣，蒸汽/燃燒法的綜合應用可在薄油藏及持續注蒸汽無經濟效益的油藏得到較高的經濟效益。

1.5地熱輔助采油技術

地熱采油是利用地熱資源，以深層高溫開發流體（油、氣、水及其混合物）將大量的熱量帶人淺油層，降低原油粘度，提高原油流動能力。為了減少熱損失，最好不進行油、氣、水分離，而且不經過地面，直接注入目的油層。

勝利油田稠油熱采和注水開發工藝技術非常成熟，開發實踐經驗也很豐富，這為利用地熱資源進行熱水采油提供了便利。另外，與地熱輔助采油技術相類似，筆者還初步研究了利用太陽能、風能和重力能輔助采油技術。

2.技術配套、精細管理改善開發效果的措施

2.1精細油藏分析

精細地質管理應根據水侵狀況和轉周周期不同，重點是轉周井的井點和工藝選擇。在堵水工藝的選擇上，普通高溫堵水有效期短，氮化泡沫調剖成功率高，高溫液態堵水的良好效果為調剖又增添新的選擇。弱水侵區采取利用和控制的原則，利用的好則延緩水侵的程度和速度，延長熱采井生產周期。要優選井點，在水侵形成的路徑上，選擇低洼、高滲、低壓井區的弱水侵井進行轉周，一是通過轉周時加大注汽量，補充地層能量，減小水侵壓差；二是研究堵水配套工藝，通過堵水調剖工藝來防止水線突破，注重建立第二道擋水屏障，進一步減緩水侵上升速度。

2.2加強吞吐輪次分階段管理

吞吐輪次變化過程可劃分為3個時間階段：產量上升階段、產量高峰階段和產量下降階段。無水侵井：由于單周期生產特點，周期末多數低產低效，不供液，生產時間較短，所以轉周頻繁。它經歷了第一周期的產量上升階段，第2-3周期的產量高峰階段，進入第4周期后的產量下降階段，壓力持續下降，但井底附近油層加熱范圍有限，近井地帶含油飽和度減小，產量開始持續下降。弱水侵井：前4個周期與無水侵井相似，隨著邊底水能量不斷向前傳遞，弱水侵井區能量開始恢復，又會出現一個產量高峰期，但進入強水侵后，產量迅速下滑。

2.3精細日常管理

強水侵井地層連通性較好，開井參數采用長沖程快沖次，趁熱快抽，排水期可以縮短3-5天。無水侵井開井時宜采取小參數生產，如果趁熱快抽，不但易引起油層激動出砂，而且由于含水較低，攜砂能力很強，防砂工具極易堵塞，液面下降較快，很難恢復。中期管理：弱水侵井和強水侵井由于開井參數較大，中期管理應保持穩定。無水侵井轉周后生產中期是奪油的黃金期，直接關系著本次轉周的效益高低，所以待排砂期結束，可放大參數，趁熱快抽。末期管理：強水侵井區的原油粘度在三個井區中最大，但生產由于產液含水較高，原油粘度對油井生產的影響已經較小。可以充分利用邊底水能量延長油井生產周期，提高采收率。

春天對含水較低，液量較少，粘度較大的無水侵井，可以摻水，加藥生產。冬天：天氣由暖變冷，溫度下降，部分井生產困難，可以采取對井下定期熱洗、套管加藥，地面長期摻水保持生產穩定。采用泵上摻水工藝，一方面保持井筒中原油溫度在粘溫曲線拐點以上，防止由于溫度降低，稠油粘度的異常變化，另一方面摻入水與泵產出液混合后降低稠油在油管中的流動阻力和抽油桿的摩擦阻力，消除抽油桿緩下現象，提高稠油的流動性能，保證泵筒中汲抽的原油順利地采到地面管網中。

3.結束語

多年的稠油開發實踐表明：老油田進入高含水期開發期后，必須不斷創新，采取稠油熱采、精細油藏描述等多種技術能夠大幅度提高老油田采收率。目前勝利油田稠油單元進入多周期高輪次、高含水低油汽比開采階段，邊底水侵入、出砂加劇，新投入熱采開發單元油藏品位更差、開發環境困難重重。針對不同的熱采井不同開發特點，確定不同管理策略，延長有效期。

【參考文獻】

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