稠油開采中后期增能助排技術

譚 宏 亮

（遼河油田分公司曙光采油廠，遼寧 盤錦 124109）

稠油開采中后期增能助排技術

譚 宏 亮

（遼河油田分公司曙光采油廠，遼寧 盤錦 124109）

蒸汽吞吐是稠油開采的重要方法之一，曙光油田稠油產量的比例逐年增大，高輪次吞吐后,地層壓力降低,地下存水增多,原油產量下降，以及油井套管變形或損壞數量增加，不能實施常規的封隔器隔熱措施。采用增能助排技術，實現隔熱補充能力及助排一體化，配合一次泵等輔助措施，為油田的經濟有效開發開辟了新的技術保障。

稠油熱采；氮氣隔熱；化學助排；增能熱助排

蒸汽吞吐是稠油開采的重要方法之一,曙光油田普通稠油，目前已進入蒸汽吞吐高周期,油藏開發過程中暴露出一些主要矛盾,主要表現為高輪次吞吐后,地層能量不足,地下存水增多,原油產量下降，套管變形或損壞數量增加，不能實施常規的封隔器隔熱措施[1]，使蒸汽吞吐受到限制，給油田的經濟有效開發帶來了一定困難。為此,科學合理地開發稠油,改變目前高周期低產、套變（壞）稠油井的開采方式,勢在必行。

1 稠油高周期井開發矛盾

1.1 套壞井數不斷增加

蒸汽吞吐對套管不可避免的有一定破壞作用，常規注汽管柱一般由隔熱管、伸縮管、熱力封隔器組成 。注汽時，蒸汽通過熱采井口、隔熱管、伸縮管、熱力封隔器，進入油層。在封隔器卡封處，使套管上下產生較大的溫差，造成卡封處應力集中，容易使套管損壞。

1.2 套變井數增加

隨著稠油熱采吞吐輪次的增加，套管長期受高溫、高壓作用，及油井作業對套管的創傷，部分套管已經發生變形，造成通徑變小，這樣熱采封隔器下不到預定位置，注汽時無法進行隔熱，起不到保護套管和減少蒸汽熱損失的作用[2]。

1.3 作業影響生產時率

隨著隔熱管的起出，油管的下入，在稠油井熱采作業周期內將產生一部分熱能損失，井下原油高溫低粘的狀態被破壞，原油開采難度加大，同時影響油井生產時率。

1.4 油層動用不均

由于地層壓力偏低，蒸汽集中在油井進井地帶，加熱半徑很小。另外，由于地層滲透率的差異，導致地層橫向、縱向發育不均，汽竄非常嚴重。

要解決這些開發矛盾，提高地層能量，進一步提高采出程度，改變目前稠油開采方式，就勢在必行。采取氮氣結合化學助排[3]劑輔助蒸汽吞吐的三元復合助排工藝是結合稠油開采現狀而研究的一條新的途徑。

2 技術原理

2.1 氮氣性質

氮氣的相對分子質量是28，在標準情況下的氣體密度是1.25 g/L，導熱系數0.0228 W?(m?K)-1，20℃比熱容比1.401 4 cp/cv。氮氣的化學性質極不活躍,不易與地層中的流體及巖石礦物發生反應,在水中的溶解能力極弱[4]，不會腐蝕地面及井下的工具設備。另外, 氮氣占大氣總量的78.12%（體積分數），膜分離制氮工藝的成熟，氮氣提取比較容易,來源有保障,為氮氣應用于油田開采提供了有力保證。

2.2 氮氣隔熱原理

氮氣的導熱系數極低,稠油注蒸汽開發過程中,油管內注蒸汽,油套環空注氮氣,能有效減少蒸汽的熱量損失,保證蒸汽干度,另外,還能改善套管的受熱狀況,保護套管，延長其使用壽命[4]。

2.3 增能助排技術原理

（1）補充地層能量。氮氣具有可壓縮性，在地層壓力降低時體積膨脹，混相增壓。充滿地層孔隙，擴大蒸汽波及面積，有利于原油回采。另外,氮氣通過油藏時,還會與原油中蒸發出的中間烴等成分達成混相,減少油水界面張力,降低殘余油飽和度,提高地層原油的流動性,從而提高原油的最終采收率,達到增產目的。N2與原油間的界面張力為 8.9 mN/m,而水與原油的界面張力為 30.5 mN/m,界面張力低，將會大大提高蒸汽在地層中的波及面積，改善蒸汽吞吐和蒸汽驅的開發效果，使得驅油效率提高，有利于提高原油采收率[4]。

（2）形成氮氣蒸汽泡沫, 泡沫首先進入高滲透大孔道,隨著注入量的增加,逐步形成堵塞，封堵高滲層的氣體竄流通道, 提高氣體的波及系數，改善油層縱向的程度。

（3）化學助排劑由多種表面活性劑復配而成,能降低油水界面張力,改變油層巖石的潤濕性[6,7]，使油層巖石由親油變成親水，有效地剝離原油，提高洗油效果。

（4）由于氮氣和水的重力差異不同,氮氣在垂向上進入油藏高部位,迫使高部位的水向下運動從而起到壓水錐的作用。對于有邊底水的油井,注入氮氣泡沫劑,在油水界面處形成泡沫流,使水相滲透率降低,油相滲透率增加,起到控制底水水錐的作用[8,9]。

3 室內研究

3.1 助排劑的熱穩定性

石油磺酸鹽是常用的表面活性劑，蒸汽吞吐過程中，地層中過熱蒸汽的初始溫度大約在280 ℃，表面活性物質能否經受這個高溫的考驗是選擇表面活性劑的一個重要指標[9]。經實驗室內嚴格篩選及查閱相關資料，我們確定了以烷基芳基磺酸鹽為主劑，同時輔以其它有機助劑的復合劑。本研究中將3種工業磺酸鹽產品及改性烷基芳基磺酸鹽用去離子水配制成濃度為1‰(活性含量)的溶液，在280 ℃溫度下老化不同的時間，測定其活性損失量來確定其熱穩定性的變化，數據見表1。

表1 表面活性劑的熱穩定性試驗結果Table 1 Surface active agent thermal stability test

3.2 助排劑的發泡能力

在蒸汽吞吐過程中所用的表面活性劑，不僅要有良好的熱穩定性，而且還必須能夠產生泡沫，大幅度增加蒸汽超覆帶或竄流層中蒸汽的流動阻力。在室溫下，將藥劑配制成 3‰（活性含量）水溶液，取該溶液200 mL于混調器中，以3 000 r/min攪拌1 min進行了發泡，將泡沫倒入1 000 mL量筒中，計量泡沫體積，計算其發泡率在5.0倍以上，說明該具有良好的發泡性能。

3.3 助排劑靜態乳化性能評價

在藥劑濃度分別為3‰（活性含量）的情況下，取杜66塊稠油油樣，按油、水比為7∶3的比例，在80 ℃的水浴中恒溫30 min后攪拌乳化，乳狀液分散細膩均勻。用RS600旋轉粘度計測定乳化前后的粘度，其降粘率達到81.3%[5]。

3.4 助排劑與破乳劑配伍性評價

采用稠油聯合站的原油進行化學脫水，來評價化學助排劑與原油脫水的配伍性，試驗數據表明該助排劑不影響該區塊的原油脫水，與破乳劑具有良好的配伍性。

4 現場應用情況

4.1 措施工藝的優點

該工藝與一次泵配套，不動管柱直接轉抽，并且可以實現反復多次的注汽—轉抽，節省作業費并提高油井采油時率。由于采用注采一次管柱結構，沒有封隔器卡封，套管不存在受應力集中的現象，可以減少對套管的損壞。由于氮氣磺酸鹽泡沫的作用，封堵高滲透層，從而增加了地層壓力，提高地層能量，蒸汽的波及面積增加，同時相對節省蒸汽量。

4.2 措施效果分析

4.2.1 增能助排作用明顯，增油效果顯著

現場實施21井次，其中17井次液面上升，平均上升146 m，11井次措施后注蒸汽壓力提高，壓力上升率為52%。與上周期同期對比周期產有均有不同程度提高，平均日產油由措施前的1.8 t提高到2.6 t，累計增油4 750 t。

表2 增能助排技術效益統計表Table 2 Cleanup technology benefit statistics table

4.2.2 減少蒸汽注入量，節省作業費、工具費，經濟效益得到提高

現場應用21井次，其中17口井均不同程度地減少了注蒸汽量,3井次蒸汽量持平,1井次蒸汽量上升。在措施井中，上周期平均注蒸汽2 217 t，本周期平均注蒸汽2 008 t，平均單井減少209 t,累計節省蒸汽量為4 600 t。平均單井可以節省作業費2.6萬元，節省封隔器及伸縮管0.6萬元，單井節省費用合計3.2萬元。

4.2.3 措施效益分析

現場實施21井次，累計注氮氣141萬m3(N)，增油4 750 t，創效益為262萬元，數據見表2。

5 結 論

（1）該技術適合曙光油田稠油高周期生產，滿足提高吞吐效果的要求。

（2）本技術同時具有隔熱、補充地層能量、助排的功能，是提高稠油高輪次蒸汽吞吐效果的有效手段。

（3）該技術可節省作業費用，提高油井生產時率。

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Increasing Formation Energy and Cleanup Technology in Mid-Late Stage of Heavy Oil Recovery

TAN Hong-liang
（Liaohe Oilfield Company Shuguang Oil Production Factory, , Liaoning Panjin 124109, China）

The cyclic steam stimulation is one of important methods of heavy oil exploitation, proportion of Shuguang oilfield heavy oil output increases year by year. After high order cyclic steam stimulation, formation pressure decreases, underground water storage increases, crude oil output declines, and the well casing deformation or damage increases in number, conventional packer heat insulation measures can not be implemented. Increasing formation energy and cleanup technology was used to realize the integration of heat insulation, energy supplement and cleanup. With primary pumps and other auxiliary measures, the technology can provide a new technical support for economic development oilfield.

Heavy oil thermal recovery；Nitrogen insulation；Chemical cleanup；Cleanup technology

TE 345

A

1671-0460（2012）05-0530-03

2012-02-25

譚宏亮（1981-），女，遼寧盤錦人，助理工程師，2007年畢業于大慶石油學院石油工程專業，研究方向：從事油田化學工藝技術工作。E-mail：liaohethl@tom.com，電話：0427-7531380。