塔河油田縫洞型超深超稠油藏效益開采技術研究

睢芬

（中國石化西北油田分公司采油二廠，新疆輪臺841604）

碳酸鹽巖油藏約占世界石油儲量的52%，全球油氣總產(chǎn)量的60 %，油藏物性較好，以裂縫型油藏為主，油田產(chǎn)量高，是世界重要的石油增儲上產(chǎn)領域之一[1-2]。塔河油田縫洞型油藏是一個在大型古隆起上經(jīng)過多期構造巖溶作用形成的,以溶洞、溶蝕孔隙為儲集空間，以裂縫為滲流通道，沒有統(tǒng)一的油水界面，具有正常壓力系統(tǒng)和地溫梯度的底水塊狀未飽和稠油油藏[3-7]。塔河油田超稠油地質儲量達8.5×108t，埋藏深度5 500～7 000m，原油瀝青質含量25%～62%，地下原油黏度260～736 mPa·s，地面原油黏度1.0×105～1.0×107mPa·s，地層水礦化度達2.4×105mg/L，硫化氫含量1.0×104～1.2×105mg/m3。超稠油在地層具有流動性，舉升過程中，隨著溫度降低，黏度增大，在3 000米左右失去流動能力，無法采出。塔河油田超深稠油開采實施井筒降黏，利用相似相溶原理，主要以摻稀油降黏開采為主[8-12]。

受摻入稀油和采出稠油銷售價差影響，且稀油重復做功產(chǎn)生能耗，均導致效益降低。2017年采用混配摻稀油414×104t，開采稠油281.5×104t，稀稠比1.47，50美元/bbl油價下，稀稠油價差損失高達12.12億元。此外經(jīng)測算，現(xiàn)今70美元/bbl油價下，每天增加稀油用量80 t（稀稠比上升0.01），造成年效益損失達1 244萬元。

2015年以來，采油二廠持續(xù)攻關超稠油效益開采技術，在保溫開采、井筒降黏、高效舉升三方面取得了實質性的進展，在地層降黏和高效集輸方面也有新的認識和試驗，不斷實踐和完善超稠油效益開采技術體系。

1 地層降黏技術

塔河油藏埋藏深、溫度高，普遍認為超稠油在地層中具有流動性，隨著效益開發(fā)的要求及稠油開采體系不斷完善，認為地層降黏具有重要意義。塔河油田油藏因超深、超稠、高溫、高壓、高礦化度特性，常規(guī)降黏劑難以滿足地層條件，目前處于技術論證階段，形成技術儲備。①地層分散降黏，通過降黏劑提前介入，利用地熱能量，抑制膠質瀝青質低溫交聯(lián)，可提高降黏效率；②地層乳化降黏，針對定容體油藏單井，實施水基性降黏驅替“吞吐”，達到改變油、水、巖石間的潤濕性，增加裂縫吸水，增強剩余油的“剝離”，即表面活性驅替與舉升一體化雙重目的。目前論證硫化鉬納米分散降黏與水基降黏劑降黏驅替可行性。

2 保溫開采技術

前期應用過整體式電加熱技術，主要采用集膚效應原理[13-14]，存在熱效率低，故障高的特點，難以有效推廣?？偨Y前期應用的經(jīng)驗，現(xiàn)場試驗應用了礦物絕緣加熱技術[15]和納米涂層保溫油管[16-17]工藝，均取得了明顯的效果。

2.1 礦物絕緣電纜加熱技術

礦物絕緣加熱電纜由三根發(fā)熱導體、氧化鎂絕緣層、高強度不銹鋼護套一體化集成，在電纜內(nèi)部實現(xiàn)尾端星型連接（圖1），單根超長無外觀接點，整體等徑，方便常用下井設備施工作業(yè)。地面配套加熱控制柜和升壓變壓器及相關附件。

該工藝加熱原理為純電阻加熱，加熱效率高，有效解決了稠油在井筒舉升過程中，受溫度降低而導致的黏度增加、摩阻增大的難題，有效節(jié)約了稀油，提高了油井產(chǎn)能。

圖1 礦物絕緣電纜結構Fig.1 Structure of mineral insulation cable

現(xiàn)場實施中，將礦物絕緣電纜下入油管中，加熱混合液，提高流體溫度，從而降低管柱沿程摩阻，達到減少摻稀用油、增加產(chǎn)量的目的。采油二廠礦物絕緣電纜加熱降黏已實施13 井次，平均井溫65 ℃，提升17 ℃，摻稀比下降31.2%，日節(jié)約稀油263.3 t，累計節(jié)約稀油97 774.2 t（表1）。

三芯一體礦物絕緣電纜工藝主要適應條件為：①10區(qū)、12區(qū)高黏稠油井；②含水＜10%；③摻稀比＞1.5的自噴井、機抽井。攻關實現(xiàn)了抽稠泵泵下加熱、電泵泵上加熱及無級調(diào)功三項技術，拓展了礦物絕緣電纜的應用范圍。

其中，TH12319CH抽油機井70/32抽稠泵泵下尾管內(nèi)采取1 200 m三芯一體礦物絕緣電纜加熱，泵上油管外采用1 530 m單芯不銹鋼護套礦物絕緣伴熱，應用后井溫上升32 ℃，稀稠比下降0.9，日節(jié)約稀油25.8 t，日產(chǎn)油增加8 t，抽油機懸點載荷下降18 kN。應用礦物絕緣電纜后井溫上升，井筒內(nèi)混合液黏度降低，摩擦阻力下降，產(chǎn)量增加。因井口溫度上升，井筒內(nèi)混合液黏度下降，可降低摻稀用油量。此外，混合液加熱降黏后，懸點載荷下降，泵況明顯改善。

表1 礦物絕緣電纜應用效果統(tǒng)計Table 1 Statistic for application effectiveness of mineral insulated cable

電泵井采取泵上油管內(nèi)三芯一體礦物絕緣電纜加熱，受限于電泵泵況改善不明顯，且稠油電泵穩(wěn)定性不夠，日節(jié)約稀油6.3 t。下步繼續(xù)攻關電泵泵下礦物絕緣電纜加熱工藝，目前主要瓶頸在井口電纜穿越。

因地面生產(chǎn)管線防腐設計后耐溫65 ℃，且三芯一體礦物絕緣電纜加熱耗電量高（4 000 kW·h），增加采油成本，需對礦物絕緣電纜加熱功率進行效益測算，使用無級變頻調(diào)功控制柜，實現(xiàn)溫度精確控制，動態(tài)調(diào)節(jié)井筒溫度場，適用防腐管線，節(jié)能降耗，投用后平均電量消耗下降20%以上。

2.2 納米涂層保溫油管技術

納米涂層保溫油管的主要結構組成是常規(guī)鋼制油管、保溫層以及保護層。

保溫油管是采用納米超級絕熱技術及材料設計高效超薄的保溫涂層，直接將涂層材料包裹在油管外壁上，具有極佳的保溫效果。保溫油管具有以下特點：①導熱系數(shù)為0.018 W/（m·K）；②超薄涂層，涂層厚度4～5 mm；③使用性能穩(wěn)定，具有防水、防油、防腐，耐磨、耐酸堿特點；④耐腐蝕性強，耐硫化氫含量達到10 000 mg/m3；⑤制作工藝簡單，使用壽命長，可反復修復利用；⑥質量輕，僅比普通油管每千米增重500 kg。兩端作業(yè)段（30 cm）及管箍段涂層厚度1 mm（該段的納米隔熱涂層經(jīng)過了特殊處理，作業(yè)時，可以使用原來規(guī)格的吊具和管鉗，管鉗的咬痕不影響涂層功能），具體性能參數(shù)見表2。同時利用高強度、耐高溫、耐磨交聯(lián)物制成保護層，以解決保溫油管在儲運、安裝、清洗時可能造成的破損問題。

表2 納米保溫油管基本性能參數(shù)Table 2 Basic performance parameters of nanometer insulation pipe

現(xiàn)場應用效果良好，具有降黏、節(jié)約稀油用量、增加產(chǎn)能、降低能耗的作用。

塔河油田抽稠油泵配合納米保溫涂層油管復合工藝在現(xiàn)場應用2井次，平均井溫提升11 ℃，平均稀稠比降低幅度9.01%，累計節(jié)約稀油796 t，累計增油1 979 t（表3）。

表3 納米涂層保溫油管應用效果統(tǒng)計Table 3 Statistic for application effect of nano coating insulation pipe

3 井筒降黏技術

井筒降黏開采研發(fā)了耐溫抗鹽低含水乳化的水溶性降黏劑[18]，及新型高效油溶性降黏劑。

3.1 耐溫抗鹽水溶性降黏技術

復合水溶性降黏劑由孿鏈型兩性表活劑為主劑，以及具有耐溫、抗鹽、滲透、分散、反轉等功能輔劑共14 種表面活性劑組成，提高了對瀝青質的親和力，確保高鹽條件下對超稠油的穩(wěn)定乳化。

復合水溶性降黏劑X6Z55 在TK688 井進行兩輪次試驗。第一輪次試驗2018年7月30日—8月8日，第二輪次試驗2018年9月30日—10月20日，試驗中油井生產(chǎn)反映出三個階段，藥劑置換稀油階段、排水階段、回壓高集輸制約中止。分析原因為藥劑溶液與稀油密度差、重力作用發(fā)生滲透形成油水段塞，稀油、藥劑均不能與稠油發(fā)揮有效的混配作用；藥劑稀油置換結束后，藥劑溶液注入量大于采出量，致使藥劑溶液在稠油界面與篩管之間形成“水鎖”，此時僅有藥劑溶液及少量的置換稠油進入泵筒，井口表現(xiàn)為高含水；降低藥劑注入量后，油水比大于1，藥劑不能發(fā)揮有效的降黏作用，且井下無混配器，56/38 抽稠泵剪切力小，混配性差，形成的油水分散體系不穩(wěn)定，在集輸過程中油水分離，井口出液表現(xiàn)為明水與稠油分離，回壓高。

此化學降黏藥劑與工藝配套存在局限性：①水溶性降黏劑分散能力及56/38 型抽稠泵混配力弱的原因，形成的乳狀液穩(wěn)定性差，易于油水分離，造成地面管線集輸困難；②室內(nèi)試驗是在80 ℃條件下實驗，而2 600 m 泵筒溫度不確定能否到達80 ℃，而且在舉升過程中溫度下降，降黏劑與稠油分散性差。

后期繼續(xù)攻關改進藥劑配方，提高藥劑的分散性能及在低溫下的適應性；選擇配合混配性能較好的螺桿泵或配套混配器井進行試驗；藥劑注入量與泵排量需要摸索匹配，避免注入量過大，造成“水鎖”；優(yōu)化加注工藝，縮短藥劑加注過量導致井口出液長期高含水，造成油井產(chǎn)量和藥劑損失。

3.2 新型高效油溶性降黏劑

常規(guī)降低稠油黏度的開發(fā)技術，只在某階段降低了黏度，條件發(fā)生變化后黏度是可逆的。目前，比較前沿的技術是通過稠油改質，使長碳鏈裂解為短碳鏈組分，達到不可逆降黏效果。室內(nèi)評價藥劑濃度在0.1%時，節(jié)約稀油29%（表4）。目前繼續(xù)按照黏度梯度進行室內(nèi)試驗，評價藥劑普適性。

4 高效舉升技術

稠油高效舉升方面則開展了抗硫螺桿泵[19]及天然氣摻稀氣舉技術[20]攻關及研究，取得了實質性進展及認識，結合有桿泵、電潛泵泵深與摻稀混配點分離思路設計[21]，為超稠油低成本效益開采提供了支撐。

表4 新型高效油溶性降黏劑室內(nèi)試驗效果統(tǒng)計Table 4 Indoor experiment results of new high efficiency oil-soluble viscosity reducer

4.1 抗硫螺桿泵舉升技術

螺桿泵具有運功部件少、泵效高、抗黏性好的天然優(yōu)勢，因此入泵黏度相對其他開采方式較高，對超稠油含水后混配不均井舉升適應性強。

通過定子橡膠優(yōu)化試驗，開展定轉子力學分析，優(yōu)化設計桿柱結構等三方面技術改進，進一步提升螺桿泵稠油適應性。

地面驅動螺桿泵累計應用7口井，主要用于6、7區(qū)低黏度稠油井摻稀優(yōu)化，現(xiàn)場試驗表明能有效克服稠油乳化，累計節(jié)約稀油13 955 t，增油13 833 t，應用效果顯著（表5）。

表5 地面驅動螺桿泵應用效果統(tǒng)計Table 5 Statistic of application effect of ground drive screw pump

4.2 天然氣摻稀氣舉技術

利用天然氣溶解降黏和氣舉舉升雙重作用可降低摻稀油用量，釋放稠油產(chǎn)能，提高稠油開采效益，采用井筒模擬裝置，測量不同流態(tài)下原油黏度，結合試驗井降黏效果，評價游離氣對于降黏效果影響，明確了油氣混溶狀態(tài)為天然氣降黏效果最佳狀態(tài)。

通過高溫高壓配樣器，研究不同溫度（50，70，90，110 ℃）下，重質油（TH12340）和中質油（TH10270）注天然氣溶解度（m3/m3）隨壓力變化規(guī)律，在恒溫條件下，天然氣在原油中的溶解度隨壓力增大而增大，但增大的幅度逐漸減小，成非線性關系（圖2）。

累計開展天然氣摻稀氣舉降黏試驗11 井次，其中機抽管柱配合注天然氣4 井次，自噴管柱6 井次，電泵管柱1井次，在6、10、12區(qū)1小區(qū)進行了試驗，累增油2 197 t，節(jié)約稀油4 880 t（表6）。

5 高效集輸技術

塔河油田縫洞型油藏非均質性強，井間距大，油井生產(chǎn)管線平均長度2.5 km（最長5 km）,井口混合液平均黏度1 500 mPa·s，平均回壓1.06 MPa。目前常用降回壓方法主要有稀油伴送、鹽水伴送，但其降回壓效果差，導致稀油用量增加、產(chǎn)量下降。

圖2 壓力與天然氣溶解度關系曲線Fig.2 Relation between pressure and solubility of natural gas

表6 天然氣摻稀氣舉技術應用效果統(tǒng)計Table 6 Statistic of application effect of natural gas drainage gas lifting technology

在稠油效益開采的要求下，需要對地面集輸工藝進行優(yōu)化。目前優(yōu)化方向主要有兩個方向：①化學乳化伴輸技術。試驗生物酶伴輸劑，該藥劑主要成分為生物藥劑里的表面活性劑（親水活性劑），易溶于水混合形成一種穩(wěn)定的液體狀態(tài)，這種穩(wěn)定的溶液與原油極性相反相憎，具極度憎油性。當水溶液與地層原油混合液在管道的流動過程中，在液體沖刷或外力攪動的作用下水溶液會在管道四周內(nèi)壁形成一層表活劑保護膜，阻止原油在管道表面粘滯，使得最終形成管道表面四周外圍是帶表活劑的水溶液，中間是稠油的O/W 型乳狀液的流動狀態(tài)。已在TK688 單井進行試驗，加藥后回壓由1.88 MPa 下降至1.63 MPa，日節(jié)約稀油2.8 m3，目前繼續(xù)優(yōu)化配方，計劃擴大試驗。②井口智能接噴裝置。設計地面管道泵進行增壓提流速降回壓，解決綜合回壓高問題，目前在配置設備中。

6 結論

1）地層降黏可從根本上降低原油黏度，從而減少井筒降黏和高效集輸?shù)耐度氤杀荆瑢崿F(xiàn)效益開采，但研發(fā)適合塔河超稠油的化學降黏劑任重而道遠。

2）井筒高效開采是塔河油田現(xiàn)階段效益開采的主要手段。其中以礦物絕緣電纜和納米保溫油管為主的保溫開采，效果好，普適性強，但成本較高；井筒化學降黏單井試驗效果好，但是針對塔河非均質油藏特性的普適性藥劑研發(fā)難度大；針對超稠油含水后混配不均問題實施稠油螺桿泵舉升試驗，效果好。

3）塔河油田井間距大，冬季氣溫低，井口回壓高，問題突出，以加藥伴送的化學降回壓取得初步試驗成效，地面加壓的物理降回壓方法待設備試驗。