稠油油田水平井環(huán)空補水降粘挖潛實踐

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津市，300450） 李 超

渤海渤海P 稠油油田特點是原油粘度大、地飽壓差小，面臨電潛泵舉升難題。

1 油田概況

渤海P 油田構(gòu)造為一近南北向的斷裂背斜，油田內(nèi)部斷層較發(fā)育，整個構(gòu)造自北而南分為三個區(qū)塊，即北塊、中塊和南塊。含油氣層系發(fā)育于新近系的明化鎮(zhèn)組下部和館陶組，主力油層集中分布在館陶組。館陶儲層埋藏淺，物性較好，中高孔、中高滲儲層，總體表現(xiàn)為隨著埋深的增加，儲層物性有變差的趨勢。油田在原始狀態(tài)下具有正常的溫度和壓力系統(tǒng)。

該油田地面原油屬于重質(zhì)油，地面原油密度在0.928～0.983g/cm3之間，具有密度大、粘度高、膠質(zhì)含量高、凝固點低、含蠟量低以及含硫量低等特點。地層流體變化規(guī)律與地面流體規(guī)律一致，縱向上總體規(guī)律為，地層原油性質(zhì)隨深度的增加而變好，但是在靠近油水界面附近時流體性質(zhì)變差，呈現(xiàn)隨深度增加地層原油粘度變大的規(guī)律。

2 稠油開采存在的技術(shù)難題

由于地下原油是常規(guī)稠油，具有粘度大（平均地層原油粘度274mPa.s）、地飽壓差較小（平均地飽壓差2.180MPa）、溶解氣油比低（平均氣油比20m3/m3）等特點，造成電泵舉升流體困難。

2.1 電潛泵稠油舉升難題

2.1.1 稠油流動性差，電泵電機冷卻效果差，造成電機燒毀；可以采用耐高溫的電機，但這就大大增加了設(shè)備采購成本；

2.1.2 從泵效方面考慮，由于稠油粘度高，這會大大降低電潛泵的泵效，造成井下流體舉升困難甚至舉升不上來的情況。

2.2 稠油舉升技術(shù)及存在問題

目前國內(nèi)外油田現(xiàn)場應(yīng)用較多的幾種井筒降粘技術(shù)包括：電加熱降粘、摻稀油降粘、熱流體循環(huán)降粘和化學(xué)降粘，以上技術(shù)雖然能夠有效降粘提高電泵的舉升效率，但是這些技術(shù)需要優(yōu)化現(xiàn)場流程并且在舉升過程中要持續(xù)的消耗能源及物料，且稠油油田普遍產(chǎn)量較低，這就大大增加油井的舉升成本。

3 渤海P油田油井流體降粘舉升摸索

將稠油從井底舉升至井口，是采油專業(yè)研究的重點和難點。在南堡35-2油田生產(chǎn)實踐中表明，在不采取井筒降黏措施的情況下，無論采用電潛泵或電潛螺桿泵，油井的檢泵周期和生產(chǎn)時率都難以得到保證，除了與油藏供液能力不足有關(guān)外，海上常用機采方式對于高黏度原油的適應(yīng)性也是一個關(guān)鍵的影響因素。渤海P油田原油黏度高于南堡35-2油田，為了降低油井的生產(chǎn)作業(yè)成本，提高油井生產(chǎn)時率，輔以合理的降黏方式是很有必要的。

3.1 稠油油井流體影響因素

3.1.1 含水率

油井生產(chǎn)在低含水期，乳狀液的粘度隨含水率的增加而增加，當含水增加到一定值，原油乳化液發(fā)生轉(zhuǎn)相，粘度達到最大值，隨后隨原油含水率的增加，粘度下降，最后趨于平緩，進入高含水后乳狀液的粘度變化平緩。各油樣的原油初始粘度不同，但粘度—含水率曲線形狀相似，如下圖1。

圖1 油井含水率與粘度關(guān)系

3.1.2 油井溫度

稠油粘度對溫度的敏感性較強，存在近似的指數(shù)關(guān)系。稠油屬粘塑性非牛頓流體，在溫度升高到一定值時，稠油可以轉(zhuǎn)變?yōu)閿M塑性流體，原油粘度大大降低，這個溫度就是稠油的拐點溫度，低于拐點溫度時，原油粘度隨著溫度的升高降低很快；溫度高于拐點溫度之后，原油粘度基本不變。

圖2 渤海灣某油井稠油粘溫關(guān)系曲線

3.1.3 壓力

地層壓力對原油粘度的影響主要是地層飽和壓力，飽和壓力之下，溶解氣越多，稠油粘度越低。

3.2 稠油降粘可行性分析

渤海P 油田地飽壓差小，而且為應(yīng)對低油價的沖擊，油田普遍提高生產(chǎn)壓差增大產(chǎn)出，很難將油井地層壓力維持在飽和壓力之上。利用油套環(huán)空補水的方式可以使電泵吸入口原油含水率上升，同時，由于該油田注水水溫普遍較高（50～60℃），注水和地層原油混合后增大了地層油溫，降低了原油粘度。

3.3 油套環(huán)空補水降粘優(yōu)勢

3.3.1 海上油田注水水量充足；

3.3.2 海上油田油井環(huán)空補水流程無需改造，現(xiàn)拿現(xiàn)用，沒有改造成本。

4 渤海P油田油井降粘實施效果

渤海P 油田01H 井是一口稠油井，50℃死油粘度為5 705mPa.s，由于該井原油粘度大、流動性差、井筒輸送困難的問題，自2016.06.12 投產(chǎn)以來生產(chǎn)不穩(wěn)定，流壓波動大，無法按要求提高生產(chǎn)。

根據(jù)該井電泵運行表現(xiàn)及油管內(nèi)壓力梯度的計算初步判斷該井生產(chǎn)不穩(wěn)定是由于流體粘度大造成。

2016 年8 月2 日決定對該井環(huán)空補水，逐漸增加該井生產(chǎn)含水，經(jīng)過LOWIS 軟件模擬計算（見圖3）發(fā)現(xiàn)該井在含水率40%以下時泵效是下降過程，經(jīng)分析和取樣發(fā)現(xiàn)這此階段該井流體在井下發(fā)生乳化，在含水率40%～55%時，泵效系數(shù)開始迅速上升，此階段流體發(fā)生反向乳化，大于55%后，泵效曲線略微升高，而想讓含水率越高，需要補進環(huán)空中的水越多，需要電泵抽出的水越多，耗費功率越大，因此，從能耗和泵效兩方面考慮，控制該井含水率為55%～60%是最合適的。

圖3 LOWIS軟件計算出的泵效和含水率關(guān)系曲線

圖4 01H井調(diào)整過程（藍色曲線為該井電泵吸入口壓力，黃色曲線為泵出口壓力）

從圖4 可以看出，在調(diào)整前該井生產(chǎn)極其不穩(wěn)定，泵吸入口及出口壓力波動大，這都是電泵舉升困難的表現(xiàn)，由于舉升困難電泵吸入口壓力無法降低，這就導(dǎo)致生產(chǎn)壓差無法升高，油井不能增產(chǎn)；調(diào)整后各曲線平穩(wěn)，泵效得到改善，泵吸入口壓力降低，生產(chǎn)壓差得到提高，從表1 可以看出，該井產(chǎn)油得到大幅度提高。

5 結(jié)論

海上稠油油井由于油品物性粘度大，舉升困難而難以舉升至井口，導(dǎo)致油井生產(chǎn)無法順利進行甚至損壞電泵，造成較大的經(jīng)濟損失，本文著手從稠油影響電潛泵的因素分析，結(jié)合電潛泵的特點及海上油田的優(yōu)勢，提出了對稠油油井環(huán)空補水的方法，不僅實現(xiàn)了“0”花費，而且大大增加了油井的產(chǎn)出，保證了電泵的穩(wěn)定運行，為海上其他稠油油井的生產(chǎn)提供了參考。