稠油冷采增产技术研究

李万军 方 勇

（1.江汉油田分公司清河采油厂生产运行部，山东寿光 262700；2.江汉油田分公司清河采油厂采油管理一区，山东寿光 262700）

八面河稠油区块主要分布在面22、面120 和面138 区块，构造位置处于东营凹陷南斜坡中南段，目前开井301 口，日均液量8.3m3，日均油量1.3t，平均粘度4370mpa.s（见表1）。

稠油井常规开产普遍低产低液，主要原因是地层状态下原油的粘度较高，在地层中流动性差，在井筒中举升困难，光杆不同步现象普遍，管理难度大，导致油井不能正常生产，开采效率低[1]。

针对稠油井存在的问题，主要开展三个方面的研究内容：一是开展井筒稠油流变特性研究；二是根据稠油流变特性研究得出的结论，开展掺水加药降粘工艺效果评价，形成了适合八面河油田稠油油井的掺水降粘工艺；三是开展稠油冷采增产工艺技术研究（开展包括微生物采油、提高大斜度稠油水平井生产压差等稠油增产技术研究），取得适合八面河油田稠油冷采增产的认识。

1 开展井筒稠油的流变特性研究

1.1 深度与温度的关系

八面河油田稠油油藏埋藏深度一般在800-1300 米，根据常规油管的井筒温度分布公式，可以计算出井筒内各个深度的液体温度。

常规油管的井筒温度分布公式：

T0 为地表层温度，东营平均14℃；

x 为计算点深度，m；

m 为地温梯度，℃/m；

Ke 为传热系数，一般为1.12w（m.℃）；

C 为混合液的比热容，J/（kg.℃）；

W 为混合液质量流量，kg/s；

q 为产液量，m3；

ρ 为产液密度，kg/m3。

从公式可以得出八面河油田稠油油藏地层原油温度约62℃。

1.2 温度和含水对稠油粘度的影响

原油粘度随着温度的升高而降低，取样在不同温度、不同含水情况作粘度测试实验，从实验数据可以看出，含水越高，油水两相粘度越低，含水在70%的时候粘度降幅最大[2]（见表1）。

表1 稠油井生产情况

1.3 管道含水分析实验

利用管道加热器，对管道中油样，在不同温度下进行含水分析。温度在54℃含水为91.5%，温度在45℃含水为94.9%，温度在35℃含水为98.1%，说明低温时，测得的油样含水高；高温时，测得的含水更低。

借鉴胜利油田环道流体含水与温度实验，对管道中同一批油样，在不同温度下进行含水分析，低温时，测得的油样含水高，说明低温下部分原油粘到了管壁上，所以管道中流动的油样含水更高，与我们的现场测试吻合[3]。

2 开展掺水加药降粘工艺研究及效果评价

2.1 井筒掺水，改善稠油井井筒流动性

用掺水装置向油套环空掺热水，可以有效改善低含水稠油在井筒内的流动性，解决光杆缓下等问题。对不同粘度不同含水的油井进行井筒掺水优化，确保最佳掺水。

选取了M120-6-P2 作为地下掺水井优化实验，分别对没有掺水和掺1方水、掺2方水、掺3方水进行各项数据对比，结果如表3。从表3 数据可以看出，该井在掺2 方水的时候为最佳掺水。以此类推，将全厂19 口地下掺水井进行了掺水优化实验，确定了每口井的最佳掺水。

表2 稠油油水两相流体粘温关系

表3 M120-6-P2 井地下掺水实验（粘度：2366mpa.s）

通过以上实验，取得了一定的认识：井筒掺水可以人为改变油水两相的流动性质，由油包水型转换为水包油型，大大降低原油粘度，同时可以增加井液温度，实现管道含水下降。从我们现场掺水效果来看，粘度小于3000mpa.s，含水大于70%掺水控制在0.5-1m3/d，含水小于70%掺水控制在1-1.5m3/d；粘度在3000-6000mpa.s 之间，含水大于70%掺水控制在1-1.5m3/d，含水小于70%掺水控制在1.5-2m3/d；粘度大于6000mpa.s，含水大于70%掺水控制在1.5-2m3/d，含水小于70%掺水控制在2-2.5m3/d。

2.2 套管加降粘剂，改善稠油井筒流动性

部分稠油区块不具备掺水升温条件，可以通过套管加降粘剂方式，改善井筒流动性。首先对现有降粘剂进行各项参数检验，包括有机氯含量、降粘率、溶解性、PH 值，凝点、乳液稳定性、自然沉降脱水率等。

其次在现有降粘剂的基础上，对降粘剂的浓度进行评价试验。通过实验，浓度达到0.2%时，降粘率满足要求[4]。

同时，为了满足降粘剂与井液充分结合，对套管加药进行了改进，实现了连续滴加，改善了加药效果。目前井筒加降粘剂油井11 口，通过摸索加药量，均能保证油井正常生产。

2.3 地面管线加降粘剂，降低井口回压

受地面管网热损失影响，地面原油流动性变差，原油粘在管壁上，导致井口回压增大、产量损失，严重时导致停井。

针对这种情况，研制了井口自动加药泵，主要是利用柱塞泵的原理，依靠抽油机光杆下行程与弹簧来获取动力，实现带压、计量加药的目的。

该装置主要的应用范围是没有地面掺水的油井。如M120-10-X17 井，该井为拉油井，没有地面掺水，回压高，多次清洗地面管线效果不佳，安装该装置后，该井回压由原来最高的6MPa 降低为0.7MPa，生产情况稳定。目前应用4井次，油井平均回压由3.2MPa下降到0.5MPa，效果明显。

3 开展稠油冷采增产工艺技术研究

3.1 开展了微生物采油工艺技术研究

微生物采油是指向油井中注入特殊的功能微生物，利用微生物对原油的作用，疏通近井地带渗流通道，提高洗油效率和单井产量。主要机理是利用外、内源微生物结合，裂解原油、产生生物气、降粘，疏通孔道、改善原油流动性，提高单井产量[5]。

一是开展外源菌筛选，通过实验结果，确定AP-1 和9t作为该井吞吐用外源菌。

二是开展内源激活剂筛选。用产出液和注入水混合配制激活剂，每个配方2 个平行样，各加10ml 原油样品，通氮气除氧，60℃静置培养，然后对总菌数镜检，对原油进行乳化分散效果观察和气压检测，通过试压观察激活后总菌数和产气量得出结果。从实验数据可以看出，2 号配方（0.4%碳源+0.2%氮源+0.1 复合微量元素）的激活菌浓较高，产气最高，乳化分散较好，所以选择2 号配方为该井的激活剂配方体系，体系确定后选择了两口井进行现场试验。

外源菌和激活剂注入总量设计：微生物吞吐剂总量按下式计算：V=3.14R2Hфβ，式中标记取值：V—注入用量，m3；R—处理半径，m；H—有效厚度，m；ф—孔隙度；β—用量系数（取1.3）。

J5-X257 井设计量通过公式计算出：注入总量：300m3。微生物菌液10t，激活剂10t，现场用注入水稀释至280m3，CO240t，顶替液20m3。开井后，日产液量快速降低，后不出液，关井。

对于该井未达到增产目的进行了分析，主要是对产出液进行了显微镜镜检，观察细菌的浓度，开井后第四天取样，含油量少，菌浓达到108 个/mL，说明激活情况良好。施工考虑到伴注水对地层水敏伤害，使用的地层水伴注，可能存在配伍性差伤害地层。后期进行了酸化解堵，开井后最高日产液8.1t，目前日液4.5t，日油0.5t。

M14-3-X109 井设计量：注入总量：200m3。微生物菌液8t，激活剂10t，现场用注入水稀释至180m3，CO240t，顶替液20m3。开井后，排液2 天，日产液量降低，后不出液，关井。

对于该井未达到增产目的进行了分析，认为主要原因：一是为二氧化碳冷伤害导致沥青质析出堵塞；二是激活剂与地层不配伍造成的颗粒型堵塞。从J5-X257 井来看，单纯无机解堵无法有效解除地层堵塞，因此建议酸化与有机解堵剂进行复合解堵。

3.2 开展了提高稠油水平井生产压差技术研究

受油井井斜角的影响，普通泵的下泵深度一般不超过45 度，限制了油井的生产压差。如M137-P11 井，通过该井油藏基本数据，可以计算出该井的最佳下泵深度为1078m，受井斜的影响，该井实际下泵深度仅850m。

针对这种情况，引进了偏置阀抽油泵，该泵采用液力反馈技术，为杆柱下行提供动力，克服斜井、稠油井杆柱下行摩阻，同时泵阀采用弹簧复位球阀结构，适应水平井、大斜度井生产。

目前下入偏置阀泵5 井次，平均增加井斜15.0 度，平均增加泵深132 米，平均增加液量4.7 方，平均增加油量0.4 吨。

4 结论及建议

（1）采取井筒掺水、加降粘剂能有效的改善稠油在井筒里的流动性，确保高粘度、低含水的油井正常生产；

（2）微生物采油应充分考虑稠油的温敏性（二氧化碳对地层的冷伤害），在这个基础上再进行微生物降粘试验；

（3）偏置阀泵能有效的提高大斜度井、水平井的下泵深度，增加生产压差，从而达到增加产量的目的。