改善蒸汽吞吐效果技術(shù)研究及應(yīng)用

摘要：受注汽壓力高、出砂嚴(yán)重影響，G區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)效果逐年變差，低產(chǎn)低效井日益增多，造成儲量無法有效動用，為此開展改善注汽效果技術(shù)研究，包括超臨界注汽技術(shù)、降壓注汽技術(shù)以及化學(xué)冷采技術(shù)等，現(xiàn)場應(yīng)用70井次，階段累增油1.69萬噸，平均單井次增油241.4噸，效果顯著，低油價下實現(xiàn)提質(zhì)增效目的。

關(guān)鍵詞：稠油油藏;超臨界注汽;降壓注汽;化學(xué)冷采

1.概況

G區(qū)塊為復(fù)雜斷塊稠油油藏，構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中部，主力開發(fā)目的層為沙河街組沙一、二段油層，含油面積4.55平方公里，石油地質(zhì)儲量885.5萬噸，原油性質(zhì)為普通稠油，20℃地面原油密度0.9425g/cm3，50℃脫氣原油粘度2500～5000mPa.s，采用蒸汽吞吐開發(fā)，共有油井140口，開井105口，日產(chǎn)液量511.4噸，日產(chǎn)油量202噸，綜合含水60.5%，采油速度0.83%，采出程度15.6%，累油汽比0.32。

2.開發(fā)存在問題

經(jīng)過20多年開發(fā)歷程，G區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)中存在主要問題有三方面：

一是注汽壓力高，蒸汽吞吐效果差。G區(qū)塊儲層砂性以砂礫石為主，粘土含量12.5%，在高溫高壓下，粘土成分發(fā)生轉(zhuǎn)變，蒙脫石含量增加，注汽吸水后膨脹堵塞儲層，注汽壓力提高，蒸汽吞吐效果變差，如表1所示，區(qū)塊注汽壓力高于18MPa井?dāng)?shù)55口，占開井?dāng)?shù)52.4%，平均油汽比僅0.15。

表1 ?G區(qū)塊注汽壓力情況統(tǒng)計表

二是注汽后出砂嚴(yán)重，影響油井正常生產(chǎn)。首先是區(qū)塊儲層巖石成熟度低，膠結(jié)物主要為泥質(zhì)、鈣質(zhì)，膠結(jié)較疏松，注汽后出砂加劇;其次是蒸汽吞吐屬于地層能量衰竭式開發(fā)，隨著吞吐輪次增加，地層能量虧空嚴(yán)重，儲層巖石骨架被壞，導(dǎo)致出砂嚴(yán)重。區(qū)塊共有出砂井40口，占總井?dāng)?shù)28.6%，其中因注汽后出砂導(dǎo)致低產(chǎn)、關(guān)井、撈油井32口，占出砂井?dāng)?shù)的80%，影響日產(chǎn)油量約50噸。

三是低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)多，所控制儲量無法有效動用。受注汽壓力高、出砂嚴(yán)重影響，G區(qū)塊共有低產(chǎn)低效井（日產(chǎn)油小于1噸）52口，占總井?dāng)?shù)37.1%，控制儲量265萬噸，采出程度僅10.5%，剩余可采儲量47.7萬噸。

3.技術(shù)對策研究

3.1 超臨界注汽技術(shù)

當(dāng)水蒸汽溫度為374.3 ℃、壓力達(dá)到22.05MPa時，成為超臨界蒸汽，其具備氣體和液體雙重特點，即高壓、高密度、高熱焓值，且粘度低，能快速擴(kuò)散至地層，增大吞吐半徑，改善蒸汽吞吐效果。具體鍋爐在參數(shù)如下：注汽鍋爐額定工作壓力35MPa，額定蒸汽溫度400℃，額定蒸發(fā)量11.2t/h，設(shè)計熱效率92%。

為滿足超臨界注汽要求，需要對相關(guān)配套設(shè)施進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，首先是注汽井口，關(guān)鍵部件采用鍛件，部分零件采用高溫合金結(jié)構(gòu)鋼，密封件采用進(jìn)口石墨密封圈和杯狀模壓密封環(huán)，滿足高溫高壓要求（400℃、35MPa）;其次是地面活動管線，材質(zhì)選用35GrMo，耐壓等級為35MPa，采用法蘭及高強(qiáng)螺栓連接，柔性石墨密封，確保高溫下的機(jī)械性能和可靠密封;三是隔熱管材質(zhì)，由常規(guī)N80管材優(yōu)化為P110管材，耐溫強(qiáng)度由350℃提高至400℃以上。

3.2降壓注汽技術(shù)

對于粘土礦物吸水膨脹后導(dǎo)致注汽壓力高問題，常規(guī)酸化效果差，主要原因是無法解決有機(jī)質(zhì)堵塞，為此研究出集孔道保護(hù)、深穿透解堵、有機(jī)清洗、儲層防膨保護(hù)于一體的降壓注汽技術(shù)，其技術(shù)機(jī)理主要有兩方面：一是解堵技術(shù)，解堵藥劑體系由有機(jī)質(zhì)清除劑、強(qiáng)穿透劑、孔道保護(hù)劑組成，其中有機(jī)清除劑溶解有機(jī)堵塞物，溶解率可達(dá)92%以上，強(qiáng)穿透劑使?jié)B透時間由5.5s下降至2.5s，有效降低酸液流動阻力，增大酸化處理半徑，孔道保護(hù)劑在孔道壁形成光滑保護(hù)膜，降低二次堵塞率，延長酸化有效期。二是儲層保護(hù)技術(shù)，研制出由季銨鹽、羥基鋁和無機(jī)鹽構(gòu)成新型防膨劑，具有無機(jī)鹽耐高溫和有機(jī)鹽抗膨能力強(qiáng)的雙重特點，耐溫340℃以上，且抗沖刷能力較強(qiáng)，能達(dá)到一輪防膨、多輪受效的效果。

3.3 化學(xué)冷采技術(shù)

化學(xué)冷采技術(shù)借助稠油稀化降粘、活性助排以及低碳酸解堵等特性，將各藥劑性能優(yōu)點有機(jī)結(jié)合起來，借助特殊工藝過程，形成具有解堵、降粘、助排作用的化學(xué)采油技術(shù)，其主要特性包括多相泡沫暫堵特性、稀化降粘特性、迅速補(bǔ)充地層能量以及防破乳和潤濕轉(zhuǎn)向等。

3.4 現(xiàn)場應(yīng)效果

2020年以來，G區(qū)塊共實施各類改善注汽效果措施70井次，階段累增油1.69萬噸，效果顯著，主要表現(xiàn)在三方面：一是實施超臨界注汽35井次，階段累增油0.85萬噸，平均單井次增油242.8噸，噸油成本由165元降至125元;二是實施降壓注汽25井次，階段累增油0.58萬噸，平均單井增油232噸，平均單井注汽壓力下降3.5MPa;三是實施冷采技術(shù)10井次，階段累增油0.26噸，平均單井增油量260噸，與超臨界注汽相比，平均單井停產(chǎn)時間縮短12天，排水期縮短3天，單井節(jié)約成本25萬元，提高油井生產(chǎn)時率。

4.結(jié)論

本文針對G區(qū)塊注汽吞吐過程中存在問題，開展改善注汽效果技術(shù)研究，包括超臨界注汽、降壓注汽以及化學(xué)冷采技術(shù)等，現(xiàn)場應(yīng)用70井次，階段累增油1.69萬噸，平均單井次增油241.4噸，效果顯著，可為其它油藏提供借鑒經(jīng)驗。

參考文獻(xiàn)：

[1]曾玉強(qiáng)等.稠油蒸汽吞吐開采技術(shù)研究概述[J].特種油氣藏.2006（06）.

[2] 任芳祥等.遼河油田稠油開發(fā)技術(shù)與實踐[J].特種油氣藏.2012（01）.

作者簡介：

穆磊，女，1983年9月出生遼寧，漢族，工程師，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，現(xiàn)就職于中國石油遼河油田分公司從事基建管理工作。