提高稠油井注汽工藝開發效果的措施探討

張淑梅 邢旭輝

【摘 要】為提高稠油井注汽開發效果，要及時了解注汽過程中出現的問題，加強對注汽質量的跟蹤，與注汽隊配合解決注汽過程中出現的問題。要確定最佳注汽時機，優選參數，提高稠油井注汽吞吐開發效果。本文分析了影響稠油井作業一次成功率的主要原因，提出了提高稠油井注汽開發效果的配套措施。

【關鍵詞】蒸汽吞吐；參數優選；開發效果；措施研究

1.蒸汽吞吐開采的機理及優選注汽參數原則

1.1蒸汽吞吐開采的機理。蒸汽吞吐開采就是將高溫高壓的濕飽和氣體注入地層，炯井數天，加熱油層中的原油然后開采，機理有以下幾點：

（1）地層中的原油加熱后，粘度大幅度降低，流動阻力大大減小，這是主要的增產機理。（2）對于油層壓力高的油層，油層的彈性能量在加熱后也充分釋放出來，成為驅油能量。（3）帶走大量冷油補充入降壓的加熱帶。（4）地層的壓實作用是不可忽視的加熱帶。（5）蒸汽吞吐過程中的油層解堵。總體上說，蒸汽吞吐開采屬于依靠天然能量開采，只不過在人工注入一定數量的蒸汽，加熱后產生一系列強化采油機理，而主導的是原油降粘作用。

1.2優選注汽參數原則。根據地層的地質情況，依靠分析油井的一些基本數據，實現注汽參數優化，有3個原則：（1）減少井筒熱損失，提高注汽速度，在同樣的情況下，井筒熱損失小，注入油層的熱量就越大，采出的油也就越多。（2）注汽壓力既能保證油層吸汽，又盡量不要壓裂油層，如果油層在注汽時被壓裂，雖然能提高注汽速度，短期內產量也能上升，但從長遠來看，油層破裂時易發生汽竄，最終采收率也必然降低。（3）優化注汽參數時，還要考慮油層厚度，原油粘度等其它因素。

注汽過程的優化分為3個階段：

第1階段：試注汽階段：充分運用作業擠驅油劑，防膨劑壓裂啟動，24小時倒井試注汽，由于起始注汽前，井底油層油稠和存在死油區，導致啟動壓力較高。

第2階段：調整注汽階段：由于起始注汽，情況較為復雜，應根據鍋爐參數，及時反饋信息，調整注汽參數。

第3階段：均衡注汽階段：此階段，注汽參數基本穩定，達到均衡注汽，一般不提倡經常改變參數。因為會導致油層壓力波動性變大，出現油層出砂，最終降低油氣比，影響蒸汽吞吐效果。

2.影響稠油井作業一次成功率的主要原因

2.1注汽質量。注汽質量的好壞決定著是否能使原油粘度有效降低，是蒸汽開采的關鍵環節。注汽干度達到設計要求（一般井口干度須達到70%），同時要求注汽量須達到方案設計的注入量。注汽干度和注汽量是關系到是否帶入地層足夠的熱量，以提高地層的供液能力，這是提高稠油井產量的基礎。

2.2防砂質量。疏松的出砂稠油層。稠油區塊油層滲透率低，稠油流動的阻力大，地層泥質含量高，粘土遇水膨脹造成地層滲透率降低。常規防砂工藝不能有效的解除油層堵塞，都有可能使注氣壓力過高，甚至注不進去，使生產井生產時間不長，出現不供液。此現象尤其是新井、新層這種現象尤為多見。在以前作業的個別井都出現這種問題，因注汽壓力高，注不進汽去，生產幾天就不供液。隨吞吐輪次的增加，各井累計采液量增大，地層虧空加大，區塊地層壓實差，為泥質膠結，油稠攜砂能力強，加上蒸汽吞吐開發過程中油汽層壓力的自然下降，儲層砂巖承載砂粒的負荷逐漸增大，致使砂粒間的應力平衡破壞、膠結破壞，使該區塊油層出砂嚴重。

3.作業開井后參數基本優化

稠油注汽作業后開井前，需要在采油工藝采取下列措施：采油參數的優化主要包括油井采液強度、泵型、泵深、沖程、沖數等參數的選擇。在時機選擇中，結合油井井況及注汽后采油的不同階段特點進行采油參數的優化。分5個時期進行稠油井參數優化。

3.1排液期。排液期即注汽后下泵開抽的排水階段。選擇較大采液強度，目的快排水、早見油。一般選擇采液強度20-7t/d·m，選擇機抽參數泵型57mm，泵深900-1000m，沖程4.2-3m、沖次9-6次/分。大泵徑慢沖次，即“趁熱快抽”大泵徑可以將加熱后的原油及時抽出，保證較高的井筒流動溫度，保證抽油機的正常工作，目前稠油注汽井基本采用57長泵。另外，慢沖次可以提高充滿系數，增加泵效。由于周期內井底溫度變化較大，油層及井筒內的原油粘度變化較大，油層供油能力變化也會較大，應以周期未供油能力確定下泵深度。

3.2見油期。見油期即含水下降、油井開始出油的生產階段。選擇與排水階段相當的采液強度，目的是使油井加快排水，盡快進入油量高產期，一般選擇采液強度20-7t/d·m，選擇機抽參數泵型57mm.泵深900-1000m，沖程4.2-3m、沖次9-6次/分。剛注汽結束后，為合理利用井筒熱能，在開井初期盡量不摻水，以保證注汽溫度影響，確保最大限度見到產量。

3.3高產期。高產期即峰值產油期。并充分利用注入蒸汽熱量、趁熱快采油。選擇采液強度要低于見油期，保證油井供液能力，一般選擇采液強度13-7t/d·m，選擇機抽參數沖程4.2-3m、沖次6次/分。

3.4衰減期。衰減期即稠油井日產油量開始下降，含水逐步上升的采油階段。選擇比峰值采油階段更低的采液強度，目的保證油井供液能力及機桿泵正常運行生產。一般選擇采液強度11-7t/d·m，機抽沖程4.2-3m、沖次6-3次/分。

3.5末期。注汽生產末期，基本相當于依靠天然能量采油，產油量持續遞減，油井含水很高或液量，油層供液能力弱，注入地層熱量已經消耗殆盡，地層及井筒內流體粘度上升，流動阻力增加，設備負荷、電流比前及個階段明顯上升。一般選擇采液強度要比遞減期低（7t/d·m左右），機抽沖程4.2-3m、沖次3-4次/分，進入末期生產井應盡快轉周注汽。從稠油的流變性來看，在溫度較低時，原油粘度增加，流動性變差。所以減少停井次數對原油流動是有利的。

由于地層壓力高，注汽后地層壓力回升，開井排液后，套壓逐步回升，造成泵上摻水壓力低于地層套壓而無法摻進水，造成只能地面摻水降低回壓，產量雖然不受影響，但由于隨開采的深入，油越抽越稠，最后導致油稠桿不下造成躺井。

4.提高稠油井產量的措施

濱南采油廠稠油區塊的油層滲透率低、粘度大、密度大，是不可改變的。如何能進一步改善現狀提高作業開井一次成功率，在工作中發現了幾點降低注汽壓力的方法：

化學解堵-這一點是最關鍵的。注汽前將驅油劑和防膨劑擠入地層可以降低注汽壓力，驅油劑進入地層后與原油接觸，降低了油水界面的張力，形成水包油乳狀液，降低了稠油粘度，降粘率達97%以上，驅油劑與巖石面接觸使巖石親水降低了流動阻力，利于油相流動，驅油劑把近井地帶的膠質、瀝青質沉淀剝離下來，形成水包油乳狀液，解除近井地帶的滲透率。防澎劑擠入地層，稠油經過驅油劑的處理使防膨劑較容易的接觸巖石表面，有效的抑制了粘土膨脹，避免了注汽中因枯土遇水膨脹造成的油層堵塞。

（1）下隔熱管前一定用2%濃度的HJN-03降粘擠將井內的死油徹底洗凈，以防被封隔器帶入油層使注汽壓力增高。

（2）混排工作一定按標準排液，對于出砂嚴重的井采取兩次排液直到排凈為止，條件允許的情況下采用抽吸排液。

（3）隔熱管清洗后下井，防止臟物堵塞炮眼，隔熱管必須換密封圈保證最大限度的進入地層。

對于疏松的出砂稠油層，既要防住砂，又要盡量避免稠油流動阻力的增加，這對于稠油井防砂提出了很高的要求。由于該區塊油稠攜砂能力強，地層出粉細砂，單一化學防砂和機械防砂很難取得好的效果。

【參考文獻】

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