关于对稠油勘探开发的研究

张小惠1安纪虎2钱俊龙3

摘要：通过在现场对稠油开发的管理与研究，总结经验，提炼教训，为类似稠油开采奠定基础。稠油是一种高粘，高矿化度，低渗的油质，管理难度大，原油采收率低，通过研究，形成一套专业的手段，为今后勘探开发打下坚实基础。

关键词：稠油；电加热杆；双空心杆；二级泵；抽稠泵；表面活性剂

一、地质概况

文184-60井是我区71号计量站管辖的一口单拉油井。

该井位于东濮凹陷中央隆起带文留油田南部的文184块S1下段。该井区含油面积1.11平方千米，地质储量27.5万吨，单储系数10万吨/立方米。

该块具有典型的地质特点：

原油物性较好：中孔（孔隙度21%）、中渗（渗透率135mD）。但：油稠高含胶质（20.26%）、高含沥青质（17.64%）、高含蜡（10.62%）；原油密度大（20℃时密度0.9502g/cm2）。流动性差：高粘度（50℃时粘度16500mPa.s）、高流动温度（57℃）高矿化度：25.5-32.5*104mg/l。含油层位单一：解释油层平均有效厚度仅2.9m，勘探开发风险大。

总体上该块构造复杂；油藏类型多，成因复杂，认识程度低；稠油油藏开采难度大！

二、开发简史

W184-60井于2007年8月25号投产S1下：2.6米/1层。初期日产液15.9吨，日产油9.9吨，综合含水37.7%。由于该井油稠且地处偏远，因此初期一直是间开、单拉生产。

该井初期开采方式为电加热杆+降粘剂。其间因电加热杆短路共检电热杆4次。于是在2010年11月底改为我厂第一口运用双空心杆稠油热采技术工艺生产井，实施后降低了电耗、延长了检泵周期。截止2017年6月底累产油4170吨.目前工作参数：38*4.8*1.1*2105.06m。产状：2.5*2.3*12%。

三、近年来所做的工作

该井地质上油层单一、注采不完善。油质上稠油粘度高、密度大、胶质和沥青质含量较高，流动阻力较大，开采难度大。在地层温度条件下，稠油的粘度过高，很难流动，用常规的采油方法很难采出。

因此该井日常的工作主要是如何从生产及工程管理入手让其正常生产。

（一）、采油工艺的改进

该井2007年8月投产后至2010年11月一直采用电加热杆生产，其间因电加热杆短路共检电热杆4次，且使用电加热杆日耗电2000度，日耗电费1340元，开采成本较高。

于是在2010年11月底，改变运用双空心杆稠油热采技术，并更换原普通双空心杆为镀铬，使原光杆具备耐热性、热强性、耐磨性。（地面设备、生产流程及井下组合如下）

自动加热器：当水温低于设定温度6℃以上（低于114℃）时，外火圈自动打开。热源供给材料选择方便经济的天然气。

储液罐：储液罐容积150升，内外搪瓷保护，在各种腐蚀性液体和气体中均可稳定的长期工作。

循环泵；可自动调整扬程压力，是一种高泵效、高寿命的理想液体泵。

供气系统：选用油井伴生气作为热源。

控制面板：检测各项参数，控制各种设备报警系统报警温度75℃以下

空心管进口压力表：用于监测进口压力（即循环泵出口压力），正常进口压力为2-4MPa。

双空心杆地面流程工作原理是：利用地面燃气加热器把水加热，再经循环泵加压后（2MPa左右），经过缓冲和分离气体后，通过特制四通接头，注入双空心抽油杆的内空心通道，水在循环泵的高压驱动下，克服管壁磨擦，高速（约1.5m/s）流至双空心杆的加热尾端，然后通过环空返至地面热交换器内再次加热。通过热循环提高井筒稠油温度，从而达到降低稠油粘度保证油井正常的目的。

自从改为双空心杆后取得了如下明显效果：

检泵周期由原来105天（最短仅6天）延长到目前的859天。年节约耗电费51.125万元。传导加热井筒内原油，降粘、清蜡。可利用多种热源，节约电能（用空气源热泵效率达300%以上）。不消耗热载体，减轻污染，利于环保。结构紧凑，双向密封，D级和H级强度。工艺简单，下井安装方便，易于管理。使用天然气为燃料，方便，运行成本低。

（二）、进行了稠油化学降粘工艺研究

稠油化学降粘原理：通过向稠油中加入表面活性剂，溶解部分沉积的沥青质，同时形成胶束溶液，分子通过油水界面由水相扩散入油相，油水界面消失，进入油相的分子要与稠油分子通过分子间力进行大于稠油分子之间结合力的分子间缔合，分解稠油大分子，从而降低原油粘度，提高原油在地层中的流动性。

通过室内降粘实验显示

仅用1#表面活性剂对W184-60降粘效果不好。1#与2#表面活性剂复配效果较好。文184-60井在2#表面活性剂0.3%的加量下，降粘率仅为67.85%，当增加1#表面活性剂时，降粘率逐渐增加，表面活性剂复配效果显著。当1#加量达到2%时，粘度也由2174mPa.s下降到128mPa.s，但是再增加浓度，其粘度值不变，因此建议最佳浓度为2%

（三）优选抽油泵

稠油进泵时阻力大，采用一级配合的普通抽油泵会造成活塞上下行困难，抽油机负荷增大，无法保证正常生产，因此试验应用二级泵及抽稠泵。

1、二级泵：

二级泵与普通抽油泵结构原理相同，只是活塞与泵筒的配合间隙不同，我们平时通常所用的普通泵是指一级泵，活塞与泵筒的配合间隙是0.02-0.07mm，适用于粘度小的稀油井，二级泵的配合间隙是0.07-0.12mm，经试验适用于文南油田50℃时粘度小于1000mPa.s的稠油井。目前文南油稠油井大都应用二级泵。

2、抽稠泵

工作原理：抽稠泵为液压反馈式抽油泵，它主要由两台不同泵径的泵串联而成，中心管将上下柱塞连为一体，没有固定阀尔。

使用抽稠泵：一可以大大减少了杆柱下行阻力，改善了抽油杆的受力状况；二可以提高泵的充满系数；三可以可不动管柱进行注气热采及正反向洗井、冲砂，作业方便。

目前W184-60井用的是￠38m/m二级泵生产管柱。

（四）、摸索生产方式，减少投入

由于W184-60井属于低产、低能稠油井，24小时开井造成电费高，成本浪费，加之所处位置偏远，没有固定气源，我们大胆的实施间开。

我们采用井口套管定期充气，连接气管线与加热设备供气的生产方式，减少投入，增加收入。（目前在管理措施上，我们采用的是文304侧产出气外供184-60，摸索184-60用气规律，同时做好184-60井生产资料跟踪，防止发生泵卡）

四、存在的问题

（1）、地质上油层单一，注采不完善，进一步挖掘潜力有限。原油粘度大，流动性差。常规开采难以实现。

（2）、因双空心杆接箍外径59mm，双空心杆和和井口密封器之间空间较小，完井要求井口极其对中，光杆否则偏磨严重；由于双空心杆进出口温度较高，普通的盘根在高温条件下磨损严重。

（3）、由于稠油的特性，流动性差、粘度高，无法正常进站生产，需要在井口进行地面配套。

（4）、稠油井泵深2000米左右，双空心杆入井深度为1300米，作业完井后满井筒的凉水，单独依靠双空心杆加热，井筒很难迅速提温，并且温度很难传递到井底，无法在井筒内形成热循环。

（5）、作业完井后稠油进到泵筒，由于没有形成热循环，稠油独特的原油物性，开抽时下死点容易泵卡，若强行开井容易造成毛辫子提前卸载造成井口抽油杆上循环管线打扭。

五、下步管理方面具体做法

（1）、采用一套经济的加热系统对井筒原油升温至60℃以上，同时通过加降粘剂降粘，使井筒内稠油具有较好的流动性，再配套合适的抽油泵提高抽汲效率，以此降低其原油粘度，使其具有较好的流动性。实现沙一段稠油经济有效开采。

（2）、原普通双空心杆进行镀铬，加强光杆耐热性、耐磨性；小班加密巡查井口，发现井口刺漏及时紧盘根，通过加强日常管理弥补材料上的缺陷。

（3）、在井口安装高架罐，在井口安装加药添加微生物降粘剂，增加稠油的流动性，保证单井集输需要。

（4）、稠油井作业完井开抽前需要将柱塞提出工作筒进行大排量高温洗井45方。

六、几点认识与建议

（1）鉴于双空心抽油杆下深的局限性，加热的流体不能波及到泵体位置，普通抽油泵阀球还会因油稠导致开关滞后。现场采用抽稠泵+双空心抽油杆的组合方式能较好解决上述问题，且是一种经济有效的稠油开采方法。

（2）稠油开采技术也要因地制宜，由于稠油油藏条件的复杂性和各种开采技术本身的局限性，将各种开采技术相结合来开采稠油是一种有效开采稠油的技术，可以在一定程度上克服单一采油技术的不足之处，进一步提高原油采收率。

（3）不同的油藏特点和开发阶段要选择不同的开采技术，目前在搞好稠油井生产管理的同时，继续摸索潜力稠油井，做为储备措施，稠油开采工艺或提供产能接替的新支撑。

参与文献：

［1］方凌云，万新德，砂岩油藏注水开发动态分析，北京：石油工业出版社，1998。

［2］吴天燕，油矿地质学，北京：石油工业出版社，1996。

［3］张淑华，仵灵芝，杨德亮，采油地质工试题库，北京：石油工业出版社，2001。