孤岛油田零散稠油井挖潜手段研究

1、孤岛油田零散稠油井挖潜手段研究摘要：目前稠油规模逐渐增大，稠油产量的比重越来 越高，面对其埋藏浅，泥质含量高，低渗超稠、双高的物性 特点，本文进行了稠油生产机理及配套挖潜手段的研究，运 用注蒸汽、改变井筒举升方式、掺水降粘、微生物降粘、热 油循环、药剂降粘等措施，提升了稠油区储量动用程度，增 加了稠油产量，使稠油开发成为重要的产量接替阵地之一。关键词：零散稠油 生产机理 配套挖潜手段 研究 举升 方式 储量动用 产量接替引言 孤岛采油厂油藏三区稠油井主要分布在中二北、东区、 区西及中二中的零散井点，稠油生产井 96 口，日产液量 1171.2吨，日产油 306.4 吨，综合含水 73.8%。开

2、井数占总 开井数的 15.8%，产量占总产量的 14.6%。主要储层为河流 相沉积，埋藏浅，泥质含量高，胶结疏松，易出砂；原油物性具有双高特点（即高粘度1000mpa.s,高密度0.95g/cm3 ）; 中二北 Ng3-4 及区西等主要稠油单元原油粘度范围在1641 -2417mPa.s之间，其它小断块如 GD东区、GD西区及 部分单元零星井点原油粘度普遍较高， 一般高于 2500mPa.s；多呈“土豆” 状砂体分布， 分布零散、 含油面积小、 层薄（4.1 米），且注采对应差，地层能量不足，常规开采难度大。目前零散稠油井存在的主要问题是：零散稠油块原油粘 度高、含油面积小，储量小，能量补充少

3、，稳产期短，产量 递减快，井筒举升工艺的匹配不合理，液量低等矛盾，这都 是制约提高稠油区块采收率的因素。随着开发时间的延长， 成为制约油田开发水平的重要因素。因此了解稠油井分布、 发展及演变规律，精细制定合理的开采应对措施，提升稠油 区储量动用程度，成为目前油田开发迫切需要攻克的壁垒。1 对策研究针对开发中存在的主要矛盾，主要通过降粘机理研究、 举升工艺适应性研究、合理产液量的研究，从而为挖潜提供 理论依据。1.1 降粘机理研究 稠油井的降粘主要分为地下、井筒和地面三方面，对于 地下主要采取完善井网补充地层能量，注蒸汽降低原油粘度，增加地下流体流动性，提高储层 动用程度；地面主要是采取掺水降低

4、管线回压，增加流体流 动性；井筒主要是采取降粘剂、 井筒掺水等增加原油流动性， 提高油井产量。1.2 举升工艺适应性研究 由于稠油油层多是储层胶结疏松，物性较好，生产过程 中油井易出砂。针对这一特性可利用螺杆泵下入深、生产连 续、携砂能力强等特点，较大范围的应用螺杆泵提高稠油产 量。1.3 合理生产压差的研究1.3.1 计算生产压差JOD=Jo/JoiJo=qo i/ （ ph）=Joi JODp=qo i/ （Joh） 合理生产压差因井因时因含水而异。主要考虑： 地层不能大量出砂。 据油井 2-13-47 井系统试井分析，生产压差1.51MPa，采液强度16.2t/d.m，开始采出地层骨架

5、砂（粒度中值 0.195mm）。不能大量脱气。地层压力保持在饱和压力以上。 有利于提液增油。有利于储量均匀有效动用。合理的生产压差，既能提液增油、又能延长油井检泵周期。对于出砂严重的井，作业 开抽时选择合理的工作制度，尽可能延长生产时间，生产过 程中由于出砂严重造成油井产液量下降 1/3 以上时，尽快洗 井排砂，减少作业次数。1.3.2 采液强度 零散稠油井不同程度的受到边水的影响，水驱的作用对 于稠油热采来说，其作用是双方面的。在水未推进到井前， 水作为驱替能量，对开发效果是起到积极作用。从单井的累积产油和回采水率关系曲线看，总的趋势是随着回采水率的 增加，累计产油是增加的，若把回采水率为

6、1 作为受到水驱 影响的界限，从其统计分布可以看出，水驱作用的开发效果 要好于无水侵作用的开发效果。对于水体能量不大，粘度不 高的单元，边水能把边部的油均匀持续驱替到生产井，对本 块开发效果的影响是正面的；而无边水影响的井，外来能量 补充不足，地层压力下降快，产量递减快，对吞吐井而言， 吞吐周期增多，这样的井应适时转汽驱，补充能量，提高开 发效果。但当水推进到井时，含水就会快速上升，对开发效 果产生负面影响，尤其是距边水较近的井，应选以射孔厚度 的采液强度为依据，控制在合理的采液强度8-20 吨/米 .天之间，兼顾总厚度的采液强度。2 矿场应用及效果 通过以上综合分析，围绕“降粘、提液” ，开

7、展了稠油 区块分类调整挖潜，把准每个块的特性，依托“三个优选” 集成克稠技术系列，挖掘稠油潜能，有效提高了零散稠油井 的储量动用程度。2.1 优选单井实施蒸汽吞吐工艺，配套合理防砂方法， 挖掘稠油井潜力。针对稠油区块等储层品位差、储量品位低、粘度高的特 点，优选固井质量好、储层厚度大（一般为 4-5 米）、渗透率 高、泥质含量15%、粘度3000mP.s、剩余储量丰富和封闭 性好、控制储量大且动用程度差的稠油井，进行注蒸汽吞吐 生产，同时由于储层属疏松砂岩，在注蒸汽过程中又容易受 到结构性破坏，加剧油井出砂，所以注汽后配套高充绕丝、 地填绕丝等防砂工艺，取得了良好的效果。同时，针对目前 正注聚

8、单元注聚稠油井增加，生产难度加大的现状，大胆创 新，把注汽工艺引入到注聚稠油井中，取得了较好的效果， 最大限度地挖掘了注聚区稠油的潜力。先后实施 17 井次， 累增油 3.4 万吨。例如： GD9-40 井，生产层位 5354，53 层 砂厚 8.0 米，效厚 7.0 米，渗透率为 520 毫达西， 54 层砂厚 4.3 米，效厚 4.0 米，渗透率为 410 毫达西。 2010 年 8 月投 产以来因油稠一直低液生产，综合分析认为该井可以通过实 施地层深部高温注汽工艺解决油稠、 地层堵塞问题， 于 2010 年 12 月注汽吞吐，后高充绕丝开井，取得了良好的效果。 注汽前日液 18.8 吨，

9、日油 3.2 吨，综合含水 83.2%，注汽后 日液 41.9 吨，日油 16.8 吨， 综合含水下降到 59.9%，日增油 高达 13.6 吨，截至目前累计增油 2360 吨。 2.2 优选 降粘工艺，应用掺水降粘、微生物降粘、热油循环、药剂降 粘等措施，提高单井产能针对零散分布的原油粘度 1000-2500mPa.s 之间的稠油 井，优选地层供液较好、采出程度低的中度稠油井，应用掺 水降粘、微生物降粘、热油循环、药剂降粘等降粘工艺，配 套地面加热炉，提高单井产能。2.3 扩大螺杆泵配套工艺的应用规模，提高稠油井产量 针对小砂体、砂体边部等零散分布稠油井，依据其点层 薄、发育差的特点，优选螺

10、杆泵抽稠工艺，解决杆缓下和冲 次低的问题，根据螺杆泵适合稠油并且可下入较深的特点， 下大排量螺杆泵进行促效，共实施 8井次，累增油 2520 吨。2.4 建立油稠特殊井管理挖潜模版，指导日常管理挖潜。 按照油藏特性和生产特点，将稠油井进行特性分类，通 过分析动静态资料，摸清潜力状况；通过优化地层、井筒和 地面管理措施，一井一策制定出代表该油藏类型的特殊井管 理挖潜模版。 稠油注汽井加强注汽跟踪， 提高热采初期产能； 稠油泵掺井密切电量、含水等资料跟踪，做好产量、掺水监 控工作；稠油地掺井密切回压录取，消除地面停井因素。尤 其制定掺水井管理规定，制定掺水井停水停电紧急预案，每 天观察、 跟踪重点

11、井生产运行状况， 发现问题及时进行分析、 处理，规定日油变化小于 1 吨、掺水量波动在 20% 以内，达 到单井、资料相结合的即时监控分析，提高了制定维护措施 方案的针对性和有效性，使油井生产得以良性循环。经过一系列治稠措施的实施，实现了孤岛油田零散稠油 产能的良性开发，零散稠油井年增油达到 6000 吨，低液稠 油井的平均单井液量由 12.2 吨/天增加到 25.1 吨 /天，稠油井 单井免修期延长 87 天/井，零散稠油区储量动用程度提高了 3%，实现了零散稠油井的良性开发。3 结论3.1 合理的生产压差、合理的采液强度可以较大程度的 提高稠油井的生产能力3.2 合适的掺水工艺是解决稠油生产的经济手段之一3.3 合适的举升工艺是提高稠