提高高粘区块油井注汽效果的解决办法

摘 要：欢西油田稠油区块主要通过蒸汽吞吐开采，在部分油井注汽过程中，出现注汽压力高，注汽干度不够问题，导致油井注汽效果不佳，产量降低。通过对高粘区块注汽效果进行分析，总结影响注汽效果原因，制定合理的解決措施，改善注汽效果，提高单井产量。

关键词：高粘 注汽效果 解决措施 单井产量

1 前言

欢西油田稠油区块主要依靠蒸汽吞吐开发，通过注入高温蒸汽，降低原油粘度。但是，随着多轮次蒸汽吞吐的开发，油井在注汽过程中，部分油井注汽注入压力高，注汽干度不够，未实现对原油的高温降粘作用，导致注汽效果降低，油井生产时，原油粘度高，周期生产时间短、产油量低、油汽比。据初步统计，部分油井因注汽效果不佳，开井油井油量与上轮注汽开井油量对比，降低50%以上。针对注汽效果差，注汽压力高，干度不够问题，通过分析造成这些问题的原因，提出具体的解决措施，以此来保证注汽效果，提高油井单井产量。

2 原因分析

2.1导致注汽压力高的可能原因

第一点：地层堵塞。稠油区块油层非均质性强，渗透率差异大，且大多数为“脏”油藏，部分生产油层泥质含量高于15%。注蒸汽开采时由于注入蒸汽液相矿化度与地层不配伍，容易造成粘土膨胀，渗透率大大降低。此外，高速注入蒸汽容易造成粘土形态发生变化，粘土微粒脱落，在生产过程中，粘土微粒运移，堵塞孔喉，造成下轮注汽时压力升高。

第二点：原油粘度大。部分区块油井原油粘度较高，初始粘度在7000mPa·s左右，经过多轮次的蒸汽吞吐开发，轻质组分减少，重质组分增加，造成原油粘度逐步升高，据初步统计，稠油各区块原油粘度平均增大2000mPa·s以上。在注汽过程中，高粘度原油溶液同时混合着粘土等物质，流动性能降低，在孔喉处逐渐堆积，扩大，最终造成堵塞孔喉，在注汽时造成注汽压力升高。

第三点：新井受钻井泥浆污染导致注汽压力高。新井受到修井泥浆液等无机物质的侵入，在射孔投产后，泥浆液等无机物质堵塞近井地带，造成注汽压力升高。

第四点：油层自身发育差。

结合稠油区块地质情况和油井生产，注汽情况，主要为原油粘度大，部分堵塞造成。

2.2注汽压力高的危害

注汽压力高导致注汽干度低，主要影响注汽质量，高压井蒸汽到达井底的温度低，注入的热焓少，开井后吞吐有效期短。

2.3结合高粘区块具体情况进行分析

从表2中可以看出：高粘区域部分油井出现注汽压力高的油井开井初期的液量值都比较正常，说明不是油层堵塞。

经过多轮次蒸汽吞吐后，区块平均原油粘度在10000mp.s以上，原油重质组分比例增加，流动性能变差。因此，可分析判断出原油粘度大是造成注汽压力高的主要因素，同时，在高粘度原油中还混有粘土等杂质。可见，注汽压力高的原因是综合性的。

3 解决措施制定及实施

针对引起注汽压力高的原因为原油粘度大，粘土颗粒运移、混入等因素，采取的解决措施主要从降粘、防膨和解堵三方面进行。具体解决措施如下：

⑴在注汽过程中以点滴方式挤注降粘剂，降低井筒附近原油粘度，以达到降低注汽压力的目的。

⑵对泥质含量高的高压油井在注汽过程中挤防膨剂，减少粘土矿物对注汽的影响。

⑶对于出现堵塞现象的高压油井，在注汽前挤解堵剂，对井筒附近地层污染造成的堵塞进行解堵，降低注汽压力。

通过分析，引起高粘区油井注汽压力高的原因为等三方面综合导致，因此，结合单项问题解决措施方面，采取复合技术解决，主要采取降粘和解堵，降粘和防膨两项复合技术。

在现场问题解决过程中，做到“一井一策”，针对不同油井具体情况，制定不同的措施。2014-2015年，在高粘区域，实施降粘和解堵，降粘和防膨复合技术30井次，有效降低了高粘区域注汽井的注入压力，达到了良好的效果。

4 结论及建议

（1）高粘区块部分油井注汽压力高的原因为为原油粘度大，粘土颗粒运移、混入等多因素导致。

（2）针对注入压力高的原因，实施降粘和解堵，降粘和防膨两项复合技术，现场试验应用，取得了较好的效果。

作者简介：

孙强（1982年9月—），女，工作单位：辽河油田锦州采油厂工艺研究所 工程师