稠油开采中后期增能助排技术

稠油开采中后期增能助排技术
谭宏亮
【摘要】蒸汽吞吐是稠油开采的重要方法之一,曙光油田稠油产量的比例逐年增大,高轮次吞吐后,地层压力降低,地下存水增多,原油产量下降,以及油井套管变形或损坏数量增加,不能实施常规的封隔器隔热措施.采用增能助排技术,实现隔热补充能力及助排一体化,配合一次泵等辅助措施,为油田的经济有效开发开辟了新的技术保障.%The cyclic steam stimulation is one of important methods of heavy oil exploitation,proportion of Shuguang oilfield heavy oil output increases year by year.After high order cyclic steam stimulation,formation pressure decreases,underground water storage increases,crude oil output declines,and the well casing deformation or damage increases in number,conventional packer heat insulation measures can not be implemented.Increasing formation energy and cleanup technology was used to realize the integration of heat insulation,energy supplement and cleanup.With primary pumps and other auxiliary measures,the technology can provide a new technical support for economic development oilfield.【期刊名称】《当代化工》
【年(卷),期】2012(041)005
【总页数】3页(P530-532)
【关键词】稠油热采;氮气隔热;化学助排;增能热助排
【作者】谭宏亮
【作者单位】辽河油田分公司曙光采油厂,辽宁盘锦 124109
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
蒸汽吞吐是稠油开采的重要方法之一,曙光油田普通稠油，目前已进入蒸汽吞吐高
周期,油藏开发过程中暴露出一些主要矛盾,主要表现为高轮次吞吐后,地层能量不足,地下存水增多,原油产量下降，套管变形或损坏数量增加，不能实施常规的封隔器
隔热措施[1]，使蒸汽吞吐受到限制，给油田的经济有效开发带来了一定困难。

为此,科学合理地开发稠油,改变目前高周期低产、套变（坏）稠油井的开采方式,势在必行。

1.1 套坏井数不断增加
蒸汽吞吐对套管不可避免的有一定破坏作用，常规注汽管柱一般由隔热管、伸缩管、热力封隔器组成。

注汽时，蒸汽通过热采井口、隔热管、伸缩管、热力封隔器，
进入油层。

在封隔器卡封处，使套管上下产生较大的温差，造成卡封处应力集中，容易使套管损坏。

1.2 套变井数增加
随着稠油热采吞吐轮次的增加，套管长期受高温、高压作用，及油井作业对套管的创伤，部分套管已经发生变形，造成通径变小，这样热采封隔器下不到预定位置，注汽时无法进行隔热，起不到保护套管和减少蒸汽热损失的作用[2]。

1.3 作业影响生产时率
随着隔热管的起出，油管的下入，在稠油井热采作业周期内将产生一部分热能损失，井下原油高温低粘的状态被破坏，原油开采难度加大，同时影响油井生产时率。

1.4 油层动用不均
由于地层压力偏低，蒸汽集中在油井进井地带，加热半径很小。

另外，由于地层渗
透率的差异，导致地层横向、纵向发育不均，汽窜非常严重。

要解决这些开发矛盾，提高地层能量，进一步提高采出程度，改变目前稠油开采方式，就势在必行。

采取氮气结合化学助排[3]剂辅助蒸汽吞吐的三元复合助排工艺
是结合稠油开采现状而研究的一条新的途径。

2.1 氮气性质
氮气的相对分子质量是28，在标准情况下的气体密度是1.25 g/L，导热系数
0.0228 W·(m·K)-1，20℃比热容比1.401 4 cp/cv。

氮气的化学性质极不活跃,不
易与地层中的流体及岩石矿物发生反应,在水中的溶解能力极弱[4]，不会腐蚀地面及井下的工具设备。

另外, 氮气占大气总量的78.12%（体积分数），膜分离制氮
工艺的成熟，氮气提取比较容易,来源有保障,为氮气应用于油田开采提供了有力保证。

2.2 氮气隔热原理
氮气的导热系数极低,稠油注蒸汽开发过程中,油管内注蒸汽,油套环空注氮气,能有效减少蒸汽的热量损失,保证蒸汽干度,另外,还能改善套管的受热状况,保护套管，延长其使用寿命[4]。

2.3 增能助排技术原理
（1）补充地层能量。

氮气具有可压缩性，在地层压力降低时体积膨胀，混相增压。

充满地层孔隙，扩大蒸汽波及面积，有利于原油回采。

另外,氮气通过油藏时,还会
与原油中蒸发出的中间烃等成分达成混相,减少油水界面张力,降低残余油饱和度,提高地层原油的流动性,从而提高原油的最终采收率,达到增产目的。

N2与原油间的
界面张力为 8.9 mN/m,而水与原油的界面张力为 30.5 mN/m,界面张力低，将会
大大提高蒸汽在地层中的波及面积，改善蒸汽吞吐和蒸汽驱的开发效果，使得驱油效率提高，有利于提高原油采收率[4]。

（2）形成氮气蒸汽泡沫, 泡沫首先进入高渗透大孔道,随着注入量的增加,逐步形成
堵塞，封堵高渗层的气体窜流通道, 提高气体的波及系数，改善油层纵向的程度。

（3）化学助排剂由多种表面活性剂复配而成,能降低油水界面张力,改变油层岩石的润湿性[6,7]，使油层岩石由亲油变成亲水，有效地剥离原油，提高洗油效果。

（4）由于氮气和水的重力差异不同,氮气在垂向上进入油藏高部位,迫使高部位的水向下运动从而起到压水锥的作用。

对于有边底水的油井,注入氮气泡沫剂,在油水界面处形成泡沫流,使水相渗透率降低,油相渗透率增加,起到控制底水水锥的作用[8,9]。

3.1 助排剂的热稳定性
石油磺酸盐是常用的表面活性剂，蒸汽吞吐过程中，地层中过热蒸汽的初始温度大约在280 ℃，表面活性物质能否经受这个高温的考验是选择表面活性剂的一个重要指标[9]。

经实验室内严格筛选及查阅相关资料，我们确定了以烷基芳基磺酸盐为主剂，同时辅以其它有机助剂的复合剂。

本研究中将3种工业磺酸盐产品及改性烷基芳基磺酸盐用去离子水配制成浓度为1‰(活性含量)的溶液，在280 ℃温度下老化不同的时间，测定其活性损失量来确定其热稳定性的变化，数据见表1。

3.2 助排剂的发泡能力
在蒸汽吞吐过程中所用的表面活性剂，不仅要有良好的热稳定性，而且还必须能够产生泡沫，大幅度增加蒸汽超覆带或窜流层中蒸汽的流动阻力。

在室温下，将药剂配制成3‰（活性含量）水溶液，取该溶液200 mL于混调器中，以3 000
r/min搅拌1 min进行了发泡，将泡沫倒入1 000 mL量筒中，计量泡沫体积，计算其发泡率在5.0倍以上，说明该具有良好的发泡性能。

3.3 助排剂静态乳化性能评价
在药剂浓度分别为3‰（活性含量）的情况下，取杜66块稠油油样，按油、水比为7∶3的比例，在80 ℃的水浴中恒温30 min后搅拌乳化，乳状液分散细腻均匀。

用RS600旋转粘度计测定乳化前后的粘度，其降粘率达到81.3%[5]。

3.4 助排剂与破乳剂配伍性评价
采用稠油联合站的原油进行化学脱水，来评价化学助排剂与原油脱水的配伍性，试验数据表明该助排剂不影响该区块的原油脱水，与破乳剂具有良好的配伍性。

4.1 措施工艺的优点
该工艺与一次泵配套，不动管柱直接转抽，并且可以实现反复多次的注汽—转抽，节省作业费并提高油井采油时率。

由于采用注采一次管柱结构，没有封隔器卡封，套管不存在受应力集中的现象，可以减少对套管的损坏。

由于氮气磺酸盐泡沫的作用，封堵高渗透层，从而增加了地层压力，提高地层能量，蒸汽的波及面积增加，同时相对节省蒸汽量。

4.2 措施效果分析
4.2.1 增能助排作用明显，增油效果显著
现场实施21井次，其中17井次液面上升，平均上升146 m，11井次措施后注
蒸汽压力提高，压力上升率为52%。

与上周期同期对比周期产有均有不同程度提高，平均日产油由措施前的1.8 t提高到2.6 t，累计增油4 750 t。

4.2.2 减少蒸汽注入量，节省作业费、工具费，经济效益得到提高
现场应用21井次，其中17口井均不同程度地减少了注蒸汽量,3井次蒸汽量持平,1井次蒸汽量上升。

在措施井中，上周期平均注蒸汽2 217 t，本周期平均注蒸汽2 008 t，平均单井减少209 t,累计节省蒸汽量为4 600 t。

平均单井可以节省
作业费2.6万元，节省封隔器及伸缩管0.6万元，单井节省费用合计3.2万元。

4.2.3 措施效益分析
现场实施21井次，累计注氮气141万m3(N)，增油4 750 t，创效益为262万元，数据见表2。

（1）该技术适合曙光油田稠油高周期生产，满足提高吞吐效果的要求。

（2）本技术同时具有隔热、补充地层能量、助排的功能，是提高稠油高轮次蒸汽
吞吐效果的有效手段。

（3）该技术可节省作业费用，提高油井生产时率。

【相关文献】
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