蒸汽吞吐工藝技術(shù)在試油井上的研究與應(yīng)用

張 哲

（大慶油田有限責(zé)任公司試油試采分公司試驗大隊，黑龍江大慶 163000）

1 試驗井區(qū)域概況

該油田位于西部地區(qū)，油層分布情況較為復(fù)雜，其中含油砂巖層厚度在5.5～8.7m，有效厚度在1.4～3.4m。由于油層埋藏深度較淺，孔隙度在24.6%～29.7%，滲透率在53.1～384.2mD，含油飽和度在53.7%～74.1%。在該油田作為試驗井進(jìn)行蒸汽吞吐工藝研究和應(yīng)用，石油企業(yè)應(yīng)充分考慮大孔隙高滲透稠油儲層的實際情況，以便提高試油井蒸汽吞吐工藝技術(shù)的應(yīng)用價值。

1.1 地質(zhì)油藏主要參數(shù)

試驗井主要地質(zhì)油藏參數(shù)如下，井號為江50，層位為S，井段在462.0～458.6m，層數(shù)為2，油層厚度為3.4m，凈總比為1.000，孔隙度為29.7%，滲透率為疏松，泥質(zhì)含量為0，相對密度為0.928 3，50℃下脫氣油黏度為469.1mPa·s，膠質(zhì)瀝青含量為32.5%；井號為江45，層位為S，井段在446.8～443.6m，層數(shù)為1，油層厚度為3.2m，凈總比為1.000，孔隙度為35.3%，滲透率為53.1mD，泥質(zhì)含量為0，相對密度為0.933 2，50℃下脫氣油黏度為458.8mPa·s，膠質(zhì)瀝青含量為34.1%；井號為江72，層位為S，井段在632.4～630.6m，層數(shù)為2，油層厚度為1.8m，凈總比為0.375，孔隙度為28.7%，滲透率為384.2mD，泥質(zhì)含量為3.9%，相對密度為0.945 6，50℃下脫氣油黏度為383.7mPa·s，膠質(zhì)瀝青含量為17.5%；井號為江75，層位為S，井段在560.2～558.8m，層數(shù)為1，油層厚度為1.4m，凈總比為1.000，孔隙度為24.6%，滲透率為疏松，泥質(zhì)含量為29.6%，相對密度為0.916 4，50℃下脫氣油黏度為222.1mPa·s，膠質(zhì)瀝青含量為309%。

2 施工設(shè)計

2.1 蒸汽吞吐熱力試油室內(nèi)模擬試驗

采用數(shù)值模擬計算的方法，由江45井作為蒸汽吞吐熱力試油室內(nèi)模擬對象，將井口蒸汽干度調(diào)整至70%，壓力降低至小于10MPa，蒸汽輸送速度超過70t/d，輸入強(qiáng)度按照20t/m標(biāo)準(zhǔn)遞增，強(qiáng)度范圍在60～120t/m。江45井蒸汽吞吐生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)如下，注氣強(qiáng)度為60t/m時，生產(chǎn)時間及平均日常油量由3.5m3/d降至1.1m3/d；注氣強(qiáng)度為80t/m時，生產(chǎn)時間及平均日常油量由4.2m3/d降至1.1m3/d；注氣強(qiáng)度為100t/m時，生產(chǎn)時間及平均日常油量由5.5m3/d降至1.1m3/d；注氣強(qiáng)度為120t/m時，生產(chǎn)時間及平均日常油量由8.0m3/d降至1.4m3/d。由以上數(shù)據(jù)可知，注氣強(qiáng)度為60t/m時，未能將油層高孔滲性以及稠油狀態(tài)考慮其中，導(dǎo)致油層出現(xiàn)較為嚴(yán)重的污染情況，并且在生產(chǎn)過程中，原油內(nèi)含有較高的水分。在不斷提升注氣強(qiáng)度過程中，將注氣強(qiáng)度設(shè)定在90t/m時，可以進(jìn)行熱力試油。

2.2 蒸汽吞吐熱力試油設(shè)計參數(shù)

以江45井?dāng)?shù)據(jù)模擬計算數(shù)值為參考依據(jù)，可以得出不同油井的注氣參數(shù)，具體注氣參數(shù)如下：江45有效厚度為3.2m，注入量為300t，注入速度＞70t/d，注入壓力＜9.4MPa，注入溫度＞300℃，鍋爐出口干度在60～75%，井底干度＞40%，燜井時間為3～5d；江72有效厚度為1.8m，注入量為200t，注入速度＞70t/d，注入壓力＜13.3MPa，注入溫度＞300℃，鍋爐出口干度在60%～75%，井底干度＞40%，燜井時間為3～5d；江50有效厚度為3.4m，注入量為300t，注入速度＞70t/d，注入壓力＜9.5MPa，注入溫度＞300℃，鍋爐出口干度在60%～75%，井底干度＞40%，燜井時間為1～2d；江75有效厚度為1.4m，注入量為210t，注入速度＞70t/d，注入壓力＜11.5MPa，注入溫度＞295℃，鍋爐出口干度在60%～75%，井底干度＞40%，燜井時間為1～2d。

2.3 施工工序

施工工序分為九個步驟，分別為補(bǔ)射孔、地面注氣、燜井、放噴、測井溫、氮氣反舉排液、測井溫以及下螺桿泵排液求產(chǎn)。在補(bǔ)射孔設(shè)計環(huán)節(jié)，油井蘊(yùn)含較高稠度，并且滲流阻力較大的稠油，應(yīng)擴(kuò)大泄流面積，逐步降低注入時產(chǎn)生的阻力，此外還應(yīng)增加孔深擴(kuò)大孔密度，才能滿足蒸汽吞吐需求?，F(xiàn)階段油田熱采井孔密設(shè)定在24～36孔/m，針對不同型號的井孔，按照孔徑、孔深等要求，使用型號為DP44RDX-5孔槍，將孔密設(shè)定在16孔/m，孔深為856mm，孔徑為12.2mm。在測井溫環(huán)節(jié)，需要將蒸汽注入到井內(nèi)，以便測量井內(nèi)的溫度。在自噴求產(chǎn)環(huán)節(jié)，在初期使用孔徑在12～16mm的油嘴進(jìn)行自噴求產(chǎn)。在氮氣反舉排液環(huán)節(jié)，由于自噴后溫度仍停留在較高的水平，需要封隔器溫度低至200℃后，才能進(jìn)行氮氣反舉排液。在螺桿泵排液求產(chǎn)環(huán)節(jié)，由于井下在注氣后溫度持續(xù)增加，油層內(nèi)出砂量不斷增加，原油呈現(xiàn)較稠的狀態(tài)，應(yīng)及時采用螺桿泵排液方法，保證原油的開采量符合使用標(biāo)準(zhǔn)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

江45井基本井況如下，井段距離在434.0～459.5m，射開厚度為3.2m，油層套管距離為139.7mm，阻流環(huán)深距離為634.66mm，水泥返高高度為282m，套管頭與補(bǔ)心間的距離為2.43m。在該井段內(nèi)，主要的砂巖包括泥粉砂巖、粉砂巖、中細(xì)砂巖。上述砂巖中最大單層厚度為0.75m，孔隙度在24.3%～42.6%，日產(chǎn)油量為0.012t。

江45井資料解釋中，在日產(chǎn)油量為0.012t時，產(chǎn)油強(qiáng)度為0.004t/m，在采用蒸汽吞吐螺桿泵后，日產(chǎn)油量為3.09t，產(chǎn)油強(qiáng)度為0.97t/m，滿足預(yù)期的求產(chǎn)效果。在該井內(nèi)的原油黏度不斷下降過程中，原油的凝固點不斷提高，此時含蠟量不斷減少，儲層內(nèi)原油的流動能力不斷提高，通過現(xiàn)場應(yīng)用情況可知，江45井采用蒸汽吞吐熱力試油方法，不僅降低了原油的黏度，還能提高原油的產(chǎn)量。

根據(jù)江45井S1-2層求產(chǎn)曲線可知，產(chǎn)油量隨著時間的推移，日產(chǎn)油量有所波動，但是仍高于原有的產(chǎn)油量。在溫度變化過程，日出口溫度和日產(chǎn)水量，都會在時間的增加過程中不斷降低，但是出口溫度變化較小，而日產(chǎn)水量變化較大。但是在江75井、江72井應(yīng)用增強(qiáng)吞吐熱力試油方法，未能獲得與江45井相同的效果，一方面是江75井、江72井地質(zhì)地層條件有限，油層厚度小于江45井，無法滿足現(xiàn)場應(yīng)用要求，另一方面現(xiàn)場注蒸汽量較低，注入蒸汽量一直維持在200t，并且地層溫度維持在41.5～50.0℃，未能達(dá)到增溫降稠的效果。

4 結(jié)語

綜上所述，以某油田中選用的油井作為蒸汽吞吐工藝技術(shù)的研究與應(yīng)用對象為例，根據(jù)該油田實際地質(zhì)情況，探索出適合該油田蒸汽吞吐工藝的應(yīng)用方案，在現(xiàn)場試驗過程中，要求設(shè)定的油層厚度應(yīng)超過3m，才能滿足蒸汽吞吐工藝技術(shù)的應(yīng)用要求。此外該油田的稠油油藏層在應(yīng)用蒸汽吞吐工藝技術(shù)時，應(yīng)建立標(biāo)準(zhǔn)的油藏選層方法，運用科學(xué)合理的選層方法，才能更好地評價蒸汽吞吐工藝技術(shù)應(yīng)用在稠油油藏的效果，以擴(kuò)大蒸汽吞吐工藝技術(shù)的應(yīng)用范圍。