蒸汽吞吐工艺技术在试油井上的研究与应用

张 哲

（大庆油田有限责任公司试油试采分公司试验大队，黑龙江大庆 163000）

1 试验井区域概况

该油田位于西部地区，油层分布情况较为复杂，其中含油砂岩层厚度在5.5～8.7m，有效厚度在1.4～3.4m。由于油层埋藏深度较浅，孔隙度在24.6%～29.7%，渗透率在53.1～384.2mD，含油饱和度在53.7%～74.1%。在该油田作为试验井进行蒸汽吞吐工艺研究和应用，石油企业应充分考虑大孔隙高渗透稠油储层的实际情况，以便提高试油井蒸汽吞吐工艺技术的应用价值。

1.1 地质油藏主要参数

试验井主要地质油藏参数如下，井号为江50，层位为S，井段在462.0～458.6m，层数为2，油层厚度为3.4m，净总比为1.000，孔隙度为29.7%，渗透率为疏松，泥质含量为0，相对密度为0.928 3，50℃下脱气油黏度为469.1mPa·s，胶质沥青含量为32.5%；井号为江45，层位为S，井段在446.8～443.6m，层数为1，油层厚度为3.2m，净总比为1.000，孔隙度为35.3%，渗透率为53.1mD，泥质含量为0，相对密度为0.933 2，50℃下脱气油黏度为458.8mPa·s，胶质沥青含量为34.1%；井号为江72，层位为S，井段在632.4～630.6m，层数为2，油层厚度为1.8m，净总比为0.375，孔隙度为28.7%，渗透率为384.2mD，泥质含量为3.9%，相对密度为0.945 6，50℃下脱气油黏度为383.7mPa·s，胶质沥青含量为17.5%；井号为江75，层位为S，井段在560.2～558.8m，层数为1，油层厚度为1.4m，净总比为1.000，孔隙度为24.6%，渗透率为疏松，泥质含量为29.6%，相对密度为0.916 4，50℃下脱气油黏度为222.1mPa·s，胶质沥青含量为309%。

2 施工设计

2.1 蒸汽吞吐热力试油室内模拟试验

采用数值模拟计算的方法，由江45井作为蒸汽吞吐热力试油室内模拟对象，将井口蒸汽干度调整至70%，压力降低至小于10MPa，蒸汽输送速度超过70t/d，输入强度按照20t/m标准递增，强度范围在60～120t/m。江45井蒸汽吞吐生产动态数据如下，注气强度为60t/m时，生产时间及平均日常油量由3.5m3/d降至1.1m3/d；注气强度为80t/m时，生产时间及平均日常油量由4.2m3/d降至1.1m3/d；注气强度为100t/m时，生产时间及平均日常油量由5.5m3/d降至1.1m3/d；注气强度为120t/m时，生产时间及平均日常油量由8.0m3/d降至1.4m3/d。由以上数据可知，注气强度为60t/m时，未能将油层高孔渗性以及稠油状态考虑其中，导致油层出现较为严重的污染情况，并且在生产过程中，原油内含有较高的水分。在不断提升注气强度过程中，将注气强度设定在90t/m时，可以进行热力试油。

2.2 蒸汽吞吐热力试油设计参数

以江45井数据模拟计算数值为参考依据，可以得出不同油井的注气参数，具体注气参数如下：江45有效厚度为3.2m，注入量为300t，注入速度＞70t/d，注入压力＜9.4MPa，注入温度＞300℃，锅炉出口干度在60～75%，井底干度＞40%，焖井时间为3～5d；江72有效厚度为1.8m，注入量为200t，注入速度＞70t/d，注入压力＜13.3MPa，注入温度＞300℃，锅炉出口干度在60%～75%，井底干度＞40%，焖井时间为3～5d；江50有效厚度为3.4m，注入量为300t，注入速度＞70t/d，注入压力＜9.5MPa，注入温度＞300℃，锅炉出口干度在60%～75%，井底干度＞40%，焖井时间为1～2d；江75有效厚度为1.4m，注入量为210t，注入速度＞70t/d，注入压力＜11.5MPa，注入温度＞295℃，锅炉出口干度在60%～75%，井底干度＞40%，焖井时间为1～2d。

2.3 施工工序

施工工序分为九个步骤，分别为补射孔、地面注气、焖井、放喷、测井温、氮气反举排液、测井温以及下螺杆泵排液求产。在补射孔设计环节，油井蕴含较高稠度，并且渗流阻力较大的稠油，应扩大泄流面积，逐步降低注入时产生的阻力，此外还应增加孔深扩大孔密度，才能满足蒸汽吞吐需求。现阶段油田热采井孔密设定在24～36孔/m，针对不同型号的井孔，按照孔径、孔深等要求，使用型号为DP44RDX-5孔枪，将孔密设定在16孔/m，孔深为856mm，孔径为12.2mm。在测井温环节，需要将蒸汽注入到井内，以便测量井内的温度。在自喷求产环节，在初期使用孔径在12～16mm的油嘴进行自喷求产。在氮气反举排液环节，由于自喷后温度仍停留在较高的水平，需要封隔器温度低至200℃后，才能进行氮气反举排液。在螺杆泵排液求产环节，由于井下在注气后温度持续增加，油层内出砂量不断增加，原油呈现较稠的状态，应及时采用螺杆泵排液方法，保证原油的开采量符合使用标准。

3 现场应用

江45井基本井况如下，井段距离在434.0～459.5m，射开厚度为3.2m，油层套管距离为139.7mm，阻流环深距离为634.66mm，水泥返高高度为282m，套管头与补心间的距离为2.43m。在该井段内，主要的砂岩包括泥粉砂岩、粉砂岩、中细砂岩。上述砂岩中最大单层厚度为0.75m，孔隙度在24.3%～42.6%，日产油量为0.012t。

江45井资料解释中，在日产油量为0.012t时，产油强度为0.004t/m，在采用蒸汽吞吐螺杆泵后，日产油量为3.09t，产油强度为0.97t/m，满足预期的求产效果。在该井内的原油黏度不断下降过程中，原油的凝固点不断提高，此时含蜡量不断减少，储层内原油的流动能力不断提高，通过现场应用情况可知，江45井采用蒸汽吞吐热力试油方法，不仅降低了原油的黏度，还能提高原油的产量。

根据江45井S1-2层求产曲线可知，产油量随着时间的推移，日产油量有所波动，但是仍高于原有的产油量。在温度变化过程，日出口温度和日产水量，都会在时间的增加过程中不断降低，但是出口温度变化较小，而日产水量变化较大。但是在江75井、江72井应用增强吞吐热力试油方法，未能获得与江45井相同的效果，一方面是江75井、江72井地质地层条件有限，油层厚度小于江45井，无法满足现场应用要求，另一方面现场注蒸汽量较低，注入蒸汽量一直维持在200t，并且地层温度维持在41.5～50.0℃，未能达到增温降稠的效果。

4 结语

综上所述，以某油田中选用的油井作为蒸汽吞吐工艺技术的研究与应用对象为例，根据该油田实际地质情况，探索出适合该油田蒸汽吞吐工艺的应用方案，在现场试验过程中，要求设定的油层厚度应超过3m，才能满足蒸汽吞吐工艺技术的应用要求。此外该油田的稠油油藏层在应用蒸汽吞吐工艺技术时，应建立标准的油藏选层方法，运用科学合理的选层方法，才能更好地评价蒸汽吞吐工艺技术应用在稠油油藏的效果，以扩大蒸汽吞吐工艺技术的应用范围。