稠油冷采增產(chǎn)技術(shù)研究

李萬軍 方 勇

（1.江漢油田分公司清河采油廠生產(chǎn)運(yùn)行部，山東壽光 262700；2.江漢油田分公司清河采油廠采油管理一區(qū)，山東壽光 262700）

八面河稠油區(qū)塊主要分布在面22、面120 和面138 區(qū)塊，構(gòu)造位置處于東營凹陷南斜坡中南段，目前開井301 口，日均液量8.3m3，日均油量1.3t，平均粘度4370mpa.s（見表1）。

稠油井常規(guī)開產(chǎn)普遍低產(chǎn)低液，主要原因是地層狀態(tài)下原油的粘度較高，在地層中流動性差，在井筒中舉升困難，光桿不同步現(xiàn)象普遍，管理難度大，導(dǎo)致油井不能正常生產(chǎn)，開采效率低[1]。

針對稠油井存在的問題，主要開展三個方面的研究內(nèi)容：一是開展井筒稠油流變特性研究；二是根據(jù)稠油流變特性研究得出的結(jié)論，開展摻水加藥降粘工藝效果評價(jià)，形成了適合八面河油田稠油油井的摻水降粘工藝；三是開展稠油冷采增產(chǎn)工藝技術(shù)研究（開展包括微生物采油、提高大斜度稠油水平井生產(chǎn)壓差等稠油增產(chǎn)技術(shù)研究），取得適合八面河油田稠油冷采增產(chǎn)的認(rèn)識。

1 開展井筒稠油的流變特性研究

1.1 深度與溫度的關(guān)系

八面河油田稠油油藏埋藏深度一般在800-1300 米，根據(jù)常規(guī)油管的井筒溫度分布公式，可以計(jì)算出井筒內(nèi)各個深度的液體溫度。

常規(guī)油管的井筒溫度分布公式：

T0 為地表層溫度，東營平均14℃；

x 為計(jì)算點(diǎn)深度，m；

m 為地溫梯度，℃/m；

Ke 為傳熱系數(shù)，一般為1.12w（m.℃）；

C 為混合液的比熱容，J/（kg.℃）；

W 為混合液質(zhì)量流量，kg/s；

q 為產(chǎn)液量，m3；

ρ 為產(chǎn)液密度，kg/m3。

從公式可以得出八面河油田稠油油藏地層原油溫度約62℃。

1.2 溫度和含水對稠油粘度的影響

原油粘度隨著溫度的升高而降低，取樣在不同溫度、不同含水情況作粘度測試實(shí)驗(yàn)，從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，含水越高，油水兩相粘度越低，含水在70%的時候粘度降幅最大[2]（見表1）。

表1 稠油井生產(chǎn)情況

1.3 管道含水分析實(shí)驗(yàn)

利用管道加熱器，對管道中油樣，在不同溫度下進(jìn)行含水分析。溫度在54℃含水為91.5%，溫度在45℃含水為94.9%，溫度在35℃含水為98.1%，說明低溫時，測得的油樣含水高；高溫時，測得的含水更低。

借鑒勝利油田環(huán)道流體含水與溫度實(shí)驗(yàn)，對管道中同一批油樣，在不同溫度下進(jìn)行含水分析，低溫時，測得的油樣含水高，說明低溫下部分原油粘到了管壁上，所以管道中流動的油樣含水更高，與我們的現(xiàn)場測試吻合[3]。

2 開展摻水加藥降粘工藝研究及效果評價(jià)

2.1 井筒摻水，改善稠油井井筒流動性

用摻水裝置向油套環(huán)空摻熱水，可以有效改善低含水稠油在井筒內(nèi)的流動性，解決光桿緩下等問題。對不同粘度不同含水的油井進(jìn)行井筒摻水優(yōu)化，確保最佳摻水。

選取了M120-6-P2 作為地下?lián)剿畠?yōu)化實(shí)驗(yàn)，分別對沒有摻水和摻1方水、摻2方水、摻3方水進(jìn)行各項(xiàng)數(shù)據(jù)對比，結(jié)果如表3。從表3 數(shù)據(jù)可以看出，該井在摻2 方水的時候?yàn)樽罴褤剿Ｒ源祟愅疲瑢⑷珡S19 口地下?lián)剿M(jìn)行了摻水優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，確定了每口井的最佳摻水。

表2 稠油油水兩相流體粘溫關(guān)系

表3 M120-6-P2 井地下?lián)剿畬?shí)驗(yàn)（粘度：2366mpa.s）

通過以上實(shí)驗(yàn)，取得了一定的認(rèn)識：井筒摻水可以人為改變油水兩相的流動性質(zhì)，由油包水型轉(zhuǎn)換為水包油型，大大降低原油粘度，同時可以增加井液溫度，實(shí)現(xiàn)管道含水下降。從我們現(xiàn)場摻水效果來看，粘度小于3000mpa.s，含水大于70%摻水控制在0.5-1m3/d，含水小于70%摻水控制在1-1.5m3/d；粘度在3000-6000mpa.s 之間，含水大于70%摻水控制在1-1.5m3/d，含水小于70%摻水控制在1.5-2m3/d；粘度大于6000mpa.s，含水大于70%摻水控制在1.5-2m3/d，含水小于70%摻水控制在2-2.5m3/d。

2.2 套管加降粘劑，改善稠油井筒流動性

部分稠油區(qū)塊不具備摻水升溫條件，可以通過套管加降粘劑方式，改善井筒流動性。首先對現(xiàn)有降粘劑進(jìn)行各項(xiàng)參數(shù)檢驗(yàn)，包括有機(jī)氯含量、降粘率、溶解性、PH 值，凝點(diǎn)、乳液穩(wěn)定性、自然沉降脫水率等。

其次在現(xiàn)有降粘劑的基礎(chǔ)上，對降粘劑的濃度進(jìn)行評價(jià)試驗(yàn)。通過實(shí)驗(yàn)，濃度達(dá)到0.2%時，降粘率滿足要求[4]。

同時，為了滿足降粘劑與井液充分結(jié)合，對套管加藥進(jìn)行了改進(jìn)，實(shí)現(xiàn)了連續(xù)滴加，改善了加藥效果。目前井筒加降粘劑油井11 口，通過摸索加藥量，均能保證油井正常生產(chǎn)。

2.3 地面管線加降粘劑，降低井口回壓

受地面管網(wǎng)熱損失影響，地面原油流動性變差，原油粘在管壁上，導(dǎo)致井口回壓增大、產(chǎn)量損失，嚴(yán)重時導(dǎo)致停井。

針對這種情況，研制了井口自動加藥泵，主要是利用柱塞泵的原理，依靠抽油機(jī)光桿下行程與彈簧來獲取動力，實(shí)現(xiàn)帶壓、計(jì)量加藥的目的。

該裝置主要的應(yīng)用范圍是沒有地面摻水的油井。如M120-10-X17 井，該井為拉油井，沒有地面摻水，回壓高，多次清洗地面管線效果不佳，安裝該裝置后，該井回壓由原來最高的6MPa 降低為0.7MPa，生產(chǎn)情況穩(wěn)定。目前應(yīng)用4井次，油井平均回壓由3.2MPa下降到0.5MPa，效果明顯。

3 開展稠油冷采增產(chǎn)工藝技術(shù)研究

3.1 開展了微生物采油工藝技術(shù)研究

微生物采油是指向油井中注入特殊的功能微生物，利用微生物對原油的作用，疏通近井地帶滲流通道，提高洗油效率和單井產(chǎn)量。主要機(jī)理是利用外、內(nèi)源微生物結(jié)合，裂解原油、產(chǎn)生生物氣、降粘，疏通孔道、改善原油流動性，提高單井產(chǎn)量[5]。

一是開展外源菌篩選，通過實(shí)驗(yàn)結(jié)果，確定AP-1 和9t作為該井吞吐用外源菌。

二是開展內(nèi)源激活劑篩選。用產(chǎn)出液和注入水混合配制激活劑，每個配方2 個平行樣，各加10ml 原油樣品，通氮?dú)獬酰?0℃靜置培養(yǎng)，然后對總菌數(shù)鏡檢，對原油進(jìn)行乳化分散效果觀察和氣壓檢測，通過試壓觀察激活后總菌數(shù)和產(chǎn)氣量得出結(jié)果。從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，2 號配方（0.4%碳源+0.2%氮源+0.1 復(fù)合微量元素）的激活菌濃較高，產(chǎn)氣最高，乳化分散較好，所以選擇2 號配方為該井的激活劑配方體系，體系確定后選擇了兩口井進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)。

外源菌和激活劑注入總量設(shè)計(jì)：微生物吞吐劑總量按下式計(jì)算：V=3.14R2Hфβ，式中標(biāo)記取值：V—注入用量，m3；R—處理半徑，m；H—有效厚度，m；ф—孔隙度；β—用量系數(shù)（取1.3）。

J5-X257 井設(shè)計(jì)量通過公式計(jì)算出：注入總量：300m3。微生物菌液10t，激活劑10t，現(xiàn)場用注入水稀釋至280m3，CO240t，頂替液20m3。開井后，日產(chǎn)液量快速降低，后不出液，關(guān)井。

對于該井未達(dá)到增產(chǎn)目的進(jìn)行了分析，主要是對產(chǎn)出液進(jìn)行了顯微鏡鏡檢，觀察細(xì)菌的濃度，開井后第四天取樣，含油量少，菌濃達(dá)到108 個/mL，說明激活情況良好。施工考慮到伴注水對地層水敏傷害，使用的地層水伴注，可能存在配伍性差傷害地層。后期進(jìn)行了酸化解堵，開井后最高日產(chǎn)液8.1t，目前日液4.5t，日油0.5t。

M14-3-X109 井設(shè)計(jì)量：注入總量：200m3。微生物菌液8t，激活劑10t，現(xiàn)場用注入水稀釋至180m3，CO240t，頂替液20m3。開井后，排液2 天，日產(chǎn)液量降低，后不出液，關(guān)井。

對于該井未達(dá)到增產(chǎn)目的進(jìn)行了分析，認(rèn)為主要原因：一是為二氧化碳冷傷害導(dǎo)致瀝青質(zhì)析出堵塞；二是激活劑與地層不配伍造成的顆粒型堵塞。從J5-X257 井來看，單純無機(jī)解堵無法有效解除地層堵塞，因此建議酸化與有機(jī)解堵劑進(jìn)行復(fù)合解堵。

3.2 開展了提高稠油水平井生產(chǎn)壓差技術(shù)研究

受油井井斜角的影響，普通泵的下泵深度一般不超過45 度，限制了油井的生產(chǎn)壓差。如M137-P11 井，通過該井油藏基本數(shù)據(jù)，可以計(jì)算出該井的最佳下泵深度為1078m，受井斜的影響，該井實(shí)際下泵深度僅850m。

針對這種情況，引進(jìn)了偏置閥抽油泵，該泵采用液力反饋技術(shù)，為桿柱下行提供動力，克服斜井、稠油井桿柱下行摩阻，同時泵閥采用彈簧復(fù)位球閥結(jié)構(gòu)，適應(yīng)水平井、大斜度井生產(chǎn)。

目前下入偏置閥泵5 井次，平均增加井斜15.0 度，平均增加泵深132 米，平均增加液量4.7 方，平均增加油量0.4 噸。

4 結(jié)論及建議

（1）采取井筒摻水、加降粘劑能有效的改善稠油在井筒里的流動性，確保高粘度、低含水的油井正常生產(chǎn)；

（2）微生物采油應(yīng)充分考慮稠油的溫敏性（二氧化碳對地層的冷傷害），在這個基礎(chǔ)上再進(jìn)行微生物降粘試驗(yàn)；

（3）偏置閥泵能有效的提高大斜度井、水平井的下泵深度，增加生產(chǎn)壓差，從而達(dá)到增加產(chǎn)量的目的。