超稠油水平井非烃气提高单井产量研究

超稠油水平井非烃气提高单井产量研究

辽河油田所辖的曙一区超稠油油藏已经整体进入到了吞吐后期阶段，水平井在渡过上产高峰期以后，整体上也呈现出了递减趋势，油汽比降至0.25，主要原因是地层压力低、油藏动用不均、地层存水多等。本文通过非烃类气体辅助蒸汽吞吐增产工艺技术研究，不断丰富现有的超稠油增产配套工艺技术体系，确定了非烃类气体辅助蒸汽吞吐开发效果机理及注入气体类型，并制定了与该技术配套的准确工艺参数和有效工艺流程，现场试验效果显著。

關键词：超稠油；水平井；非烃气；增产

辽河油田所辖的曙一区超稠油油藏，经过近20年的滚动开发，蒸汽吞吐区域的采出程度已达到28.6%，油汽比降低到0.30左右，已经整体进入到了吞吐后期阶段。特别是近年来，水平井在渡过上产高峰期以后，整体上也呈现出了递减趋势，油汽比降至0.25。分析认为造成水平井吞吐效果逐年变差的主要原因是地层压力低、油藏动用不均、地层存水多等等，但是目前现阶段最突出的矛盾是“低压”（仅为3.0～3.5MPa），造成油层的驱动能量明显不足，常规调剖增产技术已难以满足开发需求，亟需转变技术思路，研究新技术，达到“补压、提效、增产”的目的。

1 技术思路

首先筛选出适合油藏条件的发泡剂体系，将药剂体系与前置液先注入井底，然后注入氮气，形成氮气泡沫体系，减缓气体反排速度，避免压力下降过快，对高渗层进行暂堵。当井口压力达到设计值时通过药剂与气体的协同作用，改善超稠油水平井吞吐效果，提高水平井产量，达到补压、增产的作用。

2 室内实验研究

2.1 發泡剂的筛选

发泡剂除了要有良好的耐温性外，必须发泡体积大，泡沫均匀，稳定性能好既泡沫的半析水期，越长越好，我们取A、B、C、D四种发泡剂分别配成10%的水溶液放入反应釜中加热到280℃，恒温72小时冷却取出与没有做耐温试验的发泡剂都配成0.5%的溶液做对比实验，见表1（按Q/CNPC-LH0594-2010测试），结果可以看出，发泡剂B的发泡体积、耐温性半析水期都好于其它三种。

2.2 配伍性实验

用2000ml烧杯取联合站油样4组，加入在用破乳剂，使其浓度为150ppm，然后向其中的三组试样中加入配制好的1%的混合药剂，加入浓度为5ppm、10ppm、20ppm。放入80℃恒温水浴加入，并搅拌3分钟，静沉24小时，最后测定上部油中含水。结果表明，混合药剂的加入不会影响联合站的脱水工作。通

过以上室内实验可知，经室内研制开发出的药剂配方体系的耐温、降粘、配伍等性能均达到合同要求指标，满足现场生产需要。

2.3 降粘性实验

常用的特稠油降粘剂主要有OP、NP及油田用稠油乳化剂（复合型），我们用混合药剂和上述三种做对比试验，检验其耐温性和降粘性，我们取上述四种型号的降粘剂配成10%的水溶液放入反应釜中280℃恒温72小时，冷却取出与没有做耐温试验的都配成0.3%的水溶液，取杜84-兴H3048井中脱气原油（80℃粘度6100mpa.s）按照1：1的体积比在80℃时测其粘度，结果见表2。

3 现场试验及效果分析

结合超稠油特点，经认真分析，选取1口油井进行试验，井号为杜84-兴H3048。本井2011年3月投产，生产兴Ⅲ组，生产井段959.63-1356.0m，计379.37m/6层。共投产8轮，目前累注汽：50444t，累产油：16470t，累产水：40405t，油汽比：0.33，回采水率80.1%。目前地下存水量10039t，亏空-6431t。该井分别在第二轮和第四轮达到峰值产量，随着吞吐轮次的升高，注汽压力下降，油汽比降低，同时该井存在水平段中部动用较好，一端动用较差的问题，水平段动用不均，影响了开发效果。

该井于2015年9月9日在第九轮注汽开始前打入助排剂，之后四天日注氮气20000方，第九轮生产初期在注汽锅炉流量下降的情况下，注汽油压有明显上升，上升了0.3MPa，说明地层能量升高，油层驱动力提升，采用非烃气体辅助技术改善超稠油水平井吞吐取得明显效果，目前累计增油761吨。

4 结论

①确定了气体类型及辅助药剂的配方体系。根据各种药剂的性能，确定了段塞注入的方式，形成水平井非烃气体增产新技术，为改善超稠油井吞吐效果探索出新的技术手段。②施工工艺创新。利用氮气增加注入动力，提高药剂的波及体积及推进速度，实现药剂功效最大化。③该技术已取得良好的阶段效果，下一步加强试验井的跟踪分析，及时总结经验教训，不断进行技术完善，为超稠油区块的高效开发提供技术支持。