淺談純梁西部稠油油田開發(fā)

趙彥云

摘 要：從金家、高青稠油開發(fā)的狀況入手，對低稠油油田注氣開發(fā)效果進行分析，依據(jù)該油田的物性特性，有針對性的選擇熱采工藝，提高開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：稠油開發(fā)；熱采 ；組合吞吐；分層注汽；優(yōu)化注入劑

一、純梁西部稠油油田概況

勝利油田先后在單家寺、樂安、孤島、孤東、金家、高青、八面河、樁西樁斜139、王莊、東辛復(fù)雜斷塊、陳家莊北坡和羅家深層等11個油田，10多個采油廠發(fā)現(xiàn)了稠油油田，稠油儲量占油田儲量的五之一，深入研究稠油油田的開發(fā)工藝、開發(fā)特點、熱采工藝、熱采輔助工藝，對提高油田開發(fā)采收率，具有長遠的重大意義，經(jīng)濟效益巨大。

純梁西部稠油油田主要有高青、金家兩大區(qū)塊，分別分布在高青油田的高10、高62、高424和高43塊，金家油田的金31-05、金2塊以及周邊區(qū)。稠油油藏儲量3500萬噸，占采油廠總儲量的25.2%；開井245口，占采油廠總開井?dāng)?shù)的25%；日油能力735噸，油藏埋深910-1050m，油層厚度7-10m，滲透率279-1641毫達西，孔隙度30.2-36.4%，泥質(zhì)含量9.3-12.4%，原油粘度718-5160mpa.s

1、油藏物性特點

油藏埋藏不深，原油粘度較高，分布不均勻，粘土含量高平均>10%，儲層敏感性強。

2、 與區(qū)域內(nèi)其他稠油區(qū)塊對比

油層總厚度小，滲透率遠遠低于同類區(qū)塊。

3、邊底水活躍。邊底水入侵影響熱采效果。

4、油井分散，井間距離大，開發(fā)成本高。

二、油田開發(fā)方式

1、固定注氣鍋爐熱采開發(fā)期（早期）

金家油田開發(fā)初期，采用了固定注氣鍋爐熱采工藝。建立兩座注氣站，焊接高壓注氣管線20KM，把17個平臺的120口油井與注氣站相連，根據(jù)油井生產(chǎn)情況，油井需要注氣時，改造井口流程，打開注氣閥門進行注氣。注氣達到要求以后，關(guān)井燜井，之后將注氣流程恢復(fù)為油井生產(chǎn)流程，放噴生產(chǎn)，一個周期結(jié)束后再重復(fù)進行，這就是開始的稠油油田蒸汽吞吐開發(fā)。主要設(shè)備：注氣1#站有兩臺20噸蒸汽鍋爐，三柱塞高壓注水泵兩臺，及儲水罐、儲油罐、喂水泵等。注氣2#站有兩臺15噸蒸汽鍋爐三柱塞高壓注水泵兩臺，及儲水罐、儲油罐、喂水泵等等，特點：蒸汽溫度高、干度高，注氣操作比較方便，效果好，但注氣費用高。隨著油田開發(fā)的深入，時間的推移，產(chǎn)量的遞減，幾年以后注氣燃燒的原油量達到了原油生產(chǎn)量的90%以上，油田開發(fā)完全處于虧損狀態(tài)。雖然后來又進行了火燒油藏開發(fā)，但也沒有達到應(yīng)有的效果。

2、活動注氣鍋爐熱采開發(fā)期（目前）

金家油田開發(fā)全面虧損后，隨之采用了注氣成本較低的活動注氣鍋爐熱采開發(fā)。主要設(shè)備：2噸活動鍋爐一臺，水處理設(shè)備、儲油罐、儲水罐及部分高壓管線等等，油井需要注氣時將活動鍋爐等設(shè)備搬到油井井場，連接流程后注氣，注氣達到要求以后，將活動鍋爐等設(shè)備搬離該井井場，搬到下一口注氣井。從而達到稠油油田蒸汽吞吐開發(fā)的目的，特點：蒸汽溫度較低、干度低，注氣費用低，搬家次數(shù)多，工作量大。

三、油田目前采用的熱采技術(shù)

1.高效注汽技術(shù)

注汽鍋爐：17.3MPa普通壓力鍋爐、21MPa亞臨界壓力鍋爐、26MPa超臨界壓力鍋爐。

隔熱管：普通隔熱油管、防氫害隔熱油管、高真空隔熱油管。

2. 舉升工藝技術(shù)注、采一體化工藝管柱螺桿泵、液力反饋式抽稠泵螺桿泵、降粘工藝：空心桿摻水，密閉循環(huán)降粘。

3.熱采調(diào)剖技術(shù)。勝利油田熱采井堵調(diào)有兩種方式：封堵近井地帶大孔道以超細水泥為主的顆粒型堵劑；油藏深部采用氮氣+泡沫調(diào)剖工藝，調(diào)整吸汽剖面，降低綜合含水。

四、目前熱采效果分析及存在的問題

（一）熱采效果分析

2016-2017年的主要在高43、高424、金2、金31-05塊實施蒸汽吞吐熱采。這四個區(qū)塊采用冷采和熱采兩種開發(fā)方式。其中冷采2口井，熱采45口井，實施熱采吞吐32井次，累注汽量82603噸，累采油83160噸，累采水98141方，油汽比1.01，回采水率110%。

（二）熱采存在的問題

1、部分井吞吐效果差。

如G43P6井鉆井打到剝蝕面以上，熱采后高含水效果差；G43P12井儲層物性差，泥質(zhì)含量高，注汽汽竄造成效果差

2、因?qū)觾?nèi)夾層多，注汽熱損失大，熱采波及體積小等諸多因素導(dǎo)致產(chǎn)量遞減快。

五、優(yōu)化熱采工藝技術(shù)，提高稠油采收率措施

（一）實施伴注高溫防膨劑工藝。針對泥質(zhì)含量高，儲層敏感性強的井注入，減緩注汽對儲層的傷害。

（二）注汽方式優(yōu)化。多井聯(lián)動技術(shù)是把汽竄的2口井或多口井，組合為一個開發(fā)單元，同注同采，防止汽竄影響注汽效果。

（三）注汽管柱技術(shù)革新。在注汽管柱上配套熱敏封隔器、補償器，密封油套環(huán)形空間，減少熱損失，同時保護套管，避免套管在高溫、高壓下受到損壞。

（四）精細地面生產(chǎn)工藝。如一般情況下燜井時間3-5天，具體到實際注汽井上，要根據(jù)油壓和井口溫度合理延長燜井時間。

（五）稠油水平井技術(shù)。水平井完井：精密濾砂管完井工藝；水平井防砂：水平井礫石充填工藝；水平井注汽：水平井均勻配注管柱；水平井舉升：大排量注采一泵。

參考文獻：

[1]汪躍， 鄭華， 李宏遠，等》.渤海A油田邊底水稠油油藏隔夾層研究及應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2018，05

[2] 洪幗. 關(guān)于稠油熱采技術(shù)的研究分析[J]. 石化技術(shù)， 2016，01

[3] 徐家業(yè)，屈撐囤，范仲勇，等.提高稠油熱采率添加劑的研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版）， 1990，02

[4] 蒸汽熱采工程[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1993.12