稠油開采中后期增能助排技術(shù)

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(shù)

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(chǎn)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(chǎn)量下降，以及油井套管變形或損壞數(shù)量增加，不能實施常規(guī)的封隔器隔熱措施。采用增能助排技術(shù)，實現(xiàn)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(jīng)濟有效開發(fā)開辟了新的技術(shù)保障。

稠油熱采；氮氣隔熱；化學(xué)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(jìn)入蒸汽吞吐高周期,油藏開發(fā)過程中暴露出一些主要矛盾,主要表現(xiàn)為高輪次吞吐后,地層能量不足,地下存水增多,原油產(chǎn)量下降，套管變形或損壞數(shù)量增加，不能實施常規(guī)的封隔器隔熱措施[1]，使蒸汽吞吐受到限制，給油田的經(jīng)濟有效開發(fā)帶來了一定困難。為此,科學(xué)合理地開發(fā)稠油,改變目前高周期低產(chǎn)、套變（壞）稠油井的開采方式,勢在必行。

1 稠油高周期井開發(fā)矛盾

1.1 套壞井?dāng)?shù)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(guī)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(jìn)入油層。在封隔器卡封處，使套管上下產(chǎn)生較大的溫差，造成卡封處應(yīng)力集中，容易使套管損壞。

1.2 套變井?dāng)?shù)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(yè)對套管的創(chuàng)傷，部分套管已經(jīng)發(fā)生變形，造成通徑變小，這樣熱采封隔器下不到預(yù)定位置，注汽時無法進(jìn)行隔熱，起不到保護(hù)套管和減少蒸汽熱損失的作用[2]。

1.3 作業(yè)影響生產(chǎn)時率

隨著隔熱管的起出，油管的下入，在稠油井熱采作業(yè)周期內(nèi)將產(chǎn)生一部分熱能損失，井下原油高溫低粘的狀態(tài)被破壞，原油開采難度加大，同時影響油井生產(chǎn)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(jìn)井地帶，加熱半徑很小。另外，由于地層滲透率的差異，導(dǎo)致地層橫向、縱向發(fā)育不均，汽竄非常嚴(yán)重。

要解決這些開發(fā)矛盾，提高地層能量，進(jìn)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(jié)合化學(xué)助排[3]劑輔助蒸汽吞吐的三元復(fù)合助排工藝是結(jié)合稠油開采現(xiàn)狀而研究的一條新的途徑。

2 技術(shù)原理

2.1 氮氣性質(zhì)

氮氣的相對分子質(zhì)量是28，在標(biāo)準(zhǔn)情況下的氣體密度是1.25 g/L，導(dǎo)熱系數(shù)0.0228 W?(m?K)-1，20℃比熱容比1.401 4 cp/cv。氮氣的化學(xué)性質(zhì)極不活躍,不易與地層中的流體及巖石礦物發(fā)生反應(yīng),在水中的溶解能力極弱[4]，不會腐蝕地面及井下的工具設(shè)備。另外, 氮氣占大氣總量的78.12%（體積分?jǐn)?shù)），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(yīng)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(dǎo)熱系數(shù)極低,稠油注蒸汽開發(fā)過程中,油管內(nèi)注蒸汽,油套環(huán)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(hù)套管，延長其使用壽命[4]。

2.3 增能助排技術(shù)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(fā)出的中間烴等成分達(dá)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(dá)到增產(chǎn)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(qū)的開發(fā)效果，使得驅(qū)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(jìn)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(shù)，改善油層縱向的程度。

（3）化學(xué)助排劑由多種表面活性劑復(fù)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(jìn)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(nèi)研究

3.1 助排劑的熱穩(wěn)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(zhì)能否經(jīng)受這個高溫的考驗是選擇表面活性劑的一個重要指標(biāo)[9]。經(jīng)實驗室內(nèi)嚴(yán)格篩選及查閱相關(guān)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(fù)合劑。本研究中將3種工業(yè)磺酸鹽產(chǎn)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(wěn)定性的變化，數(shù)據(jù)見表1。

表1 表面活性劑的熱穩(wěn)定性試驗結(jié)果Table 1 Surface active agent thermal stability test

3.2 助排劑的發(fā)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(wěn)定性，而且還必須能夠產(chǎn)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(diào)器中，以3 000 r/min攪拌1 min進(jìn)行了發(fā)泡，將泡沫倒入1 000 mL量筒中，計量泡沫體積，計算其發(fā)泡率在5.0倍以上，說明該具有良好的發(fā)泡性能。

3.3 助排劑靜態(tài)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(xì)膩均勻。用RS600旋轉(zhuǎn)粘度計測定乳化前后的粘度，其降粘率達(dá)到81.3%[5]。

3.4 助排劑與破乳劑配伍性評價

采用稠油聯(lián)合站的原油進(jìn)行化學(xué)脫水，來評價化學(xué)助排劑與原油脫水的配伍性，試驗數(shù)據(jù)表明該助排劑不影響該區(qū)塊的原油脫水，與破乳劑具有良好的配伍性。

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

4.1 措施工藝的優(yōu)點

該工藝與一次泵配套，不動管柱直接轉(zhuǎn)抽，并且可以實現(xiàn)反復(fù)多次的注汽—轉(zhuǎn)抽，節(jié)省作業(yè)費并提高油井采油時率。由于采用注采一次管柱結(jié)構(gòu)，沒有封隔器卡封，套管不存在受應(yīng)力集中的現(xiàn)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(jié)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(xiàn)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(chǎn)有均有不同程度提高，平均日產(chǎn)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(shù)效益統(tǒng)計表Table 2 Cleanup technology benefit statistics table

4.2.2 減少蒸汽注入量，節(jié)省作業(yè)費、工具費，經(jīng)濟效益得到提高

現(xiàn)場應(yīng)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(jié)省蒸汽量為4 600 t。平均單井可以節(jié)省作業(yè)費2.6萬元，節(jié)省封隔器及伸縮管0.6萬元，單井節(jié)省費用合計3.2萬元。

4.2.3 措施效益分析

現(xiàn)場實施21井次，累計注氮氣141萬m3(N)，增油4 750 t，創(chuàng)效益為262萬元，數(shù)據(jù)見表2。

5 結(jié) 論

（1）該技術(shù)適合曙光油田稠油高周期生產(chǎn)，滿足提高吞吐效果的要求。

（2）本技術(shù)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(shù)可節(jié)省作業(yè)費用，提高油井生產(chǎn)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(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，研究方向：從事油田化學(xué)工藝技術(shù)工作。E-mail：liaohethl@tom.com，電話：0427-7531380。