洼38塊稠油摻稀油生產(chǎn)技術(shù)研討

摘 要:洼38塊由于低壓、低產(chǎn)，原油在管線中流速慢，必須細致入微地搞好摻油工作。本文從摻油機理進行分析，運用工程技術(shù)的方法提出了最佳配比量的確定，針對不同類別的油井進行摻稀油生產(chǎn)技術(shù)的研討，為同類稠油油田摻稀油工作提供參考。

關鍵詞:摻稀油稠油粘度洼38塊

中圖分類號:TE71文獻標識碼:A文章編號:1674-098X(2011)09(c)-0036-01

洼38塊構(gòu)造上位于遼河斷陷中央凸起南部傾沒帶的北端。含油面積8.9km2，石油地質(zhì)儲量3224×104t，開發(fā)目的層至下而上分別為下第三系沙三段、東三段和東二段，油藏埋深-1160～-1490m，儲層巖性為硬質(zhì)長石，中粗粒、細粉砂巖，泥質(zhì)膠結(jié)，屬于大孔高滲儲層。50℃平均原油粘度15900mPa·s，最高達34052mPa·s，屬深層特稠油油藏。

1油井特點

從1991年7月開始，洼38塊分東二、東三、沙三共三套層系進行蒸汽吞吐開發(fā)部署，截至2010年12月，洼38塊共有油井414口，開井229口，日產(chǎn)油699t/d，綜合含水84.67%，累計產(chǎn)油614.118×104t，采油速度0.7%，采出程度19.05%。累計注汽1053.19×104t，累計吞吐油汽比0.58。平均吞吐9.5個輪次，其中，低周期(1-3周期)油井83口；中周期(4-7周期)油井63口；高周期(>7周期)油井104口。洼38塊的地層結(jié)構(gòu)特點和蒸汽吞吐的開發(fā)方式?jīng)Q定了油井具有以下幾個特點:

(1)原油粘度高

洼38塊原油油品較稠，膠瀝含量較高，具有高密度、高黏度和低含蠟量的特點，因此采用井筒摻稀油降粘工藝開采。

(2)油井普遍出砂

洼38塊地層結(jié)構(gòu)疏松，顆粒細，油層相對較淺，上覆壓力低，成巖作用差。此外，由于多輪次吞吐過程中的激動以及吞吐初期大量的放噴，造成地層破壞，加之原油粘度高，攜砂能力強，導致吞吐回采過程中油井普遍出砂。

(3)油水分離嚴重

由于長期采取蒸汽吞吐開發(fā)方式，高周期油井和吞吐效果不好的油井，油水分離嚴重，造成油井含水不穩(wěn)定，給摻稀油工作帶來一定困難。

2稀油降粘的機理

2.1 直接混合加熱降粘

稀油加溫后摻入井下，使其與稠油在油套環(huán)空充分混合，可以成倍甚至幾十倍地降低原油粘度，減少摩擦阻力，改善原油的流動性，維持生產(chǎn)并改善抽油泵的吸入條件，提高泵的充滿系數(shù)，以達到提高泵效的目的。據(jù)有關資料表明抽油機參數(shù)為S＝4.8m，n＝2～4次/min，Φ56mm泵的臨界抽吸速度對應的泵的入口粘度為1200mPa·s左右。

對于一定粘度的稠油，隨摻入稀油比例增大，粘度下降也越快。從理論上計算摻入稀油比例與混合油粘度的關系，可依據(jù)公式:

式中:μ混、μ稀、μ稠-分別為混合油、稀油、稠油粘度；k-為摻入稀油比例；

2.2 加熱油管間接降粘

加熱后的稀油在向井下流動的過程中，井筒中存在徑向傳熱過程，即熱稀油可以加熱抽油管柱，也就可以間接加熱油管中生產(chǎn)的稠油，這樣就降低了原油粘度，使油管壓力降低。

在穩(wěn)定熱流狀態(tài)下，熱稀油通過油管壁向油管內(nèi)的稠油加熱的徑向熱流速Q(mào)s與油管壁內(nèi)外溫度差(Tto-Tti)和單元段長度△L形成的油管外表面積成正比:

式中:Qs-單元徑向熱流速，kal/h；Ktub-為油管的導熱系數(shù)，kcal/(m2·h·℃)；

rto-為油管半徑，m；Tto、Tti-為油管壁外、內(nèi)的溫度，℃

△L-油管單元段長度，m

如果摻入稀油溫度為60℃，鋼的導熱系數(shù)一般為37～40kcal/(m·h·℃)，稠油溫度為40℃，則熱流速Q(mào)s能達到223.3kal/h。

3與摻稀油有關的幾個因素

3.1 摻油和開采層位的關系

洼38塊三套開發(fā)層系中，東二段邊水活躍，油水粘度比較大，多數(shù)油井均采用多層合采方式生產(chǎn)，造成油井水淹嚴重，現(xiàn)已進入高含水低速采油階段，所以此類油井生產(chǎn)時不摻稀油或少量摻稀油即可保證正常生產(chǎn)。

東三段原油粘度較高。巖性較細，以細砂巖、粉砂巖為主，膠結(jié)疏松，屬高孔，高滲儲層，出砂嚴重。所以盡量控制摻稀油，保證原油具有一定的攜砂能力。

沙三段油層屬深層特稠油油藏，巖性較粗，以礫巖、砂礫巖為主，沙三段儲層屬于大孔隙度、高滲透儲層。所以摻油比較東三段油層要大些。

3.2 摻油與沉積相帶的關系

通過油井所處沉積相帶，同一層系，不同位置的油井出油情況也不一樣，這是由于油井所處沉積相帶決定的。洼38塊屬于扇三角洲沉積相，沙三段分為辮狀溝道微相和溝道間及中扇前端微相，辮狀溝道微相巖性較粗，出砂較輕，溝道間及中扇前端微相巖性細，出砂較重，需少；東三段分為河口砂壩、邊緣薄層砂、間灣及前三角洲微相，出砂程度逐漸增強。

砂的沉降速度與粒徑的平方成正比，而與粘度成反比，砂的沉降速度遠遠小于泵的排液速度，所以正常生產(chǎn)的情況下，不能出現(xiàn)卡泵的現(xiàn)象。

3.3 摻油與吞吐周期的關系

同一個油層，隨吞吐周期變化，出油情況不同，摻油也相應變化。周期較低的井采出程度低，壓力高，出油情況好；輪次高的井，壓力低，液量低，含水高。根據(jù)洼38塊吞吐周期可分為三類:低周期、中周期、高周期。

(1)低周期油井，其特點是地層吸汽量少，注汽效果不佳，尤其是第1和第2周期的油井更為明顯，油井排水期短，見油較快，且出油粘度較大，出液溫度較高。針對此類井特點，開井后應大量摻油，根據(jù)液量變化情況約10天后摻油逐漸穩(wěn)定。

(2)中周期油井，其特點是注汽效果明顯，地層能量高，排水期相對延長，大約3～12天，出液溫度高。針對此類井特點，開井后應少量摻油，待含水下降至80％時，逐漸加大稀油量，此類井20天后摻油逐漸穩(wěn)定。

(3)高周期油井，其特點是回排水時間長，大約10～30天，甚至更長，此類井的摻油可以根據(jù)井口放樣情況而定，一般含水下降至60％時再摻油即可。

3.4 摻油與生產(chǎn)階段的關系

在同一注汽周期內(nèi)的不同階段，油井出油情況也有差異:吞吐初期，油溫高、產(chǎn)量高、油較稀；吞吐中后期，溫度下降、含水上升、油較稠。分油井在注汽周期中所在的生產(chǎn)階段，了解油井出油狀況，才能做到合理摻油。

3.5 摻油與地面管線情況

由于油井受初期放噴因素影響，很多油井夾克保溫層與管線脫離，保溫效果較差，溫耗大。當平臺井管線高出地面，不受葦田水影響，但受大氣溫度影響較大，夏季氣溫高，管線溫耗小，可以不考慮保管線摻油量。冬季氣溫低，管線溫耗大(7m3/d，百耗，45.5℃)，必須考慮摻油保管線用量。

4結(jié)語

稠油井摻稀油一定要通過分析開采層位、沉積相帶、吞吐周期、生產(chǎn)階段、地面情況，合理計算出油井不同時期的摻油量，正常生產(chǎn)的稠油井要保證均衡摻油的原則。摻油管理必須做到地質(zhì)、工程和現(xiàn)場調(diào)摻互相溝通、密切配合。

參考文獻

[1]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程.北京:石油工業(yè)出版社，1997.7.

[2]張銳，等.稠油熱采技術(shù).北京:石油工業(yè)出版社，1999.4.

[3]萬仁博主編.采油工程手冊.北京:石油工業(yè)出版社，2003.3.