淺層油藏稠油井降粘效果探索與應用

蘇晶 嚴小波 張星 盧宏舉 倪邵祥

摘? 要：由于該斷塊屬于稠油油藏，原油粘度較大（50℃ ，原油平均粘度為1216mPa.s），油田尚無同類油藏開發(fā)經(jīng)驗可供借鑒，新井的大量投產(chǎn)，產(chǎn)量的快速上升使我們面對油藏、井筒、集輸、生產(chǎn)組織等各方面的挑戰(zhàn)，通過不斷摸索與實踐X斷塊稠油油藏開發(fā)的問題與對策，通過二氧化碳吞吐、井筒加藥、電加熱桿的應用，點滴加藥泵的研制、集輸系統(tǒng)全程保溫等方式，取得一定的效果，對同類稠油油藏開發(fā)具有一定借鑒意義。

關(guān)鍵字：稠油? 降粘? 二氧化碳吞吐

1.開發(fā)歷程

斷塊自1994.04月投入開發(fā)，經(jīng)歷了定向井開發(fā)階段及水平井開發(fā)階段，因油水粘度比大，定向井開發(fā)初期定向井產(chǎn)液能力低，2006年以后采用水平井開發(fā)，生產(chǎn)效果較好，日產(chǎn)油最高40t。2010年，隨著二氧化碳吞吐措施的實施，產(chǎn)量得以穩(wěn)定，2018年9月，隨著新井的逐漸投產(chǎn)，斷塊煥發(fā)了新的生機！

2.降粘效果探索與應用

2.1油藏問題

問題：油藏原油粘度過大，無法正常采出

斷塊投產(chǎn)初期第一步需要解決的是油藏問題，由于原油粘度太大，原油甚至無法從地層流入井筒，多口井開井后出現(xiàn)井口出液不連續(xù)，功圖顯示供液不足的情況，我們當初懷疑是地層能量的問題，后得出結(jié)論：油藏原油粘度過大，無法流入工作筒。

結(jié)合前期的調(diào)研和試驗成果，X斷塊優(yōu)選降粘劑吞吐、CO2吞吐、兩種方式

2.2 井筒問題

問題：井筒原油粘度大，導致不同步頻發(fā)

隨著新井一口口吞吐投產(chǎn)，不同步現(xiàn)象出現(xiàn)的越來越頻繁，在新井投產(chǎn)初期低含水階段，受稠油影響，多井出現(xiàn)不同步現(xiàn)象，傳統(tǒng)的泵車洗井對油井含水影響較大，且有效期短，亟待尋找新的井筒降粘方式

2.2.1 L井原油降粘實驗（化學法）

實驗方法

將L井原油進行簡易脫水，制成去游離水稠油，將稠油和地層水按一定比例配制成含一定比例的原油，攪拌均勻后，在40℃恒溫條件下用SNB-3旋轉(zhuǎn)粘度計測定初始粘度;取一個1000ml燒杯，加入上述配制好的原油 400g，并且加入1.6g（加藥量為0.4%）的篩選藥劑，置于70±1℃的恒溫水浴中，恒溫20min 并于1200r/min的轉(zhuǎn)速下攪拌均勻，用SNB-3旋轉(zhuǎn)粘度計測定40℃時此原油的粘度。

實驗結(jié)果分析

原油流動改性劑降粘效果不理想，而采油用降粘劑 表面活性劑類 JRSJ-1降粘效果理想，并隨著原油含水率的增高，降粘效果穩(wěn)步提升，在含水30%的情況下降粘率達到了70%以上，而當含水為50%時，降粘率更是達到97%以上，此時有部分水已經(jīng)從油中脫離出來，出現(xiàn)明顯的分層現(xiàn)象。采油用降粘劑 表面活性劑類 JRSJ-1可以起到很好的降粘效果。

2.2.4 實踐：井筒降粘——井筒加藥（化學法）

初期井筒加藥我們均采用的水基降粘劑，但是在低含水期效果并不理想，通過在遼河油田的學習，受摻稀采油的啟發(fā)，采油三區(qū)積極與油田管理科和工藝所結(jié)合，針對油田常用的水基降粘劑進行改進，與瑞豐結(jié)合，改進并生產(chǎn)油基降粘劑，針對該斷塊新投產(chǎn)油井初期無水采油期以及低含水期，采用油基降粘劑，取得了明顯的效果。

經(jīng)過多次試驗，摸索出降粘劑效益最大化的使用規(guī)律，含水小于40%，使用油基降粘劑，含水40%-80%，使用水基降粘劑，大于80%，停用降粘劑。

2.2.5? 井筒降粘——空心桿電加熱投產(chǎn)及管理（物理法）

（ 1） 連續(xù)控制法： 為了保證抽油機正常工作和產(chǎn)油量， 使加熱裝置滿功率輸出， 并且長期連續(xù)不斷的運行。保證抽油機正常工作， 計算油井加熱就過剩電能， 實驗該方法能否較好控制電加熱裝置。

試驗井 ：N井

（井口出液溫度：40度+）

（ 2） 定時控制法：使加熱裝置滿功率輸出， 但加熱裝置不是連續(xù)運行， 通過時鐘控制， 讓加熱裝置定時運行。確定加熱裝置運行時間及停止時間， 根據(jù)井液溫度變化來確定加熱裝置運行時間及停止時間。

試驗井 ：AA井

（井口出液溫度：35+）

（ 3） 改變功率法： 定時改變電加熱裝置的輸出功率， 試圖改變輸出功率達到節(jié)電目的。只能依靠操作技術(shù)員的經(jīng)驗調(diào)整電加熱裝置的功率， 評價是否具備操作性。

試驗井：BB井

（井口出液溫度：35+）

2.3? 集輸問題

一方面，稠油導致局部管線壓力高，最高回壓達到4MPa。同時在吞吐井集中開井后拉油罐拉油困難，單車拉油時間由20分鐘左右增加到50分鐘左右。

2.3.1對策1——管線點滴加藥泵的研制（物理法）

斷塊投產(chǎn)初期，單井管線回壓上升較快，導致系統(tǒng)無法正常運行。利用加堿系統(tǒng)每天加清水稀釋的方式保證管線通暢，但費用較高。維護費用10萬元/月，年費用測算達到145萬元。

采油技師們自行研制的點滴加藥裝置，并與瑞豐公司結(jié)合配置了水基降粘劑，有效的解決了單井管線回壓高的問題，并降低地面維護成本。

2.3.2對策2——集輸系統(tǒng)全程加熱保溫（物理法）

通過對采油樹包裹、管線中頻加熱、大罐加熱棒的啟用，保證全套流程溫度不低于30℃，原油粘度不大于2500mPa.s，使生產(chǎn)平穩(wěn)運行。

3.經(jīng)濟效益

針對目前斷塊產(chǎn)出原油為稠油的特點，結(jié)合新井投產(chǎn)進度和產(chǎn)液含水變化制定了單井電加熱桿、管線中頻加熱、集輸管網(wǎng)加藥運行制度。通過分階段的優(yōu)化制度，實現(xiàn)成本有效控制。

對比總結(jié)：結(jié)合新井投產(chǎn)進度，在保持正常儲油、拉油生產(chǎn)的基礎(chǔ)上，有效降低并維持輸油管網(wǎng)運行壓力，降低動力能耗，依據(jù)油井產(chǎn)液含水變化動態(tài)調(diào)整單井電加熱桿、管線中頻加熱、井口伴熱，集輸管網(wǎng)加藥運行制度，第三階段相比第一階段共計減少月動力費40萬，能耗降低顯著。

4 結(jié)語

問題1：油藏原油粘度過大，無法正常采出

對策1：降粘劑吞吐（效果差，舍棄）

對策2：二氧化碳吞吐（效果好，技術(shù)成熟）

問題2：井筒原油粘度大，導致不同步頻發(fā)

對策1：井筒加藥（化學法）

對策2：電加熱桿應用（物理法）

問題3：稠油導致集輸系統(tǒng)回壓升高

對策1：點滴低壓管線加注降粘劑（化學法）

對策2：? 集輸系統(tǒng)全程加熱保溫（物理法）