Q3块采油工艺设计

高丽（江苏油田石油工程院，江苏 扬州 255006）

秦3断块位于东台坳陷金湖凹陷，是一个受断层控制的层状构造油藏，含油层系E1f3+2。E1f3储层孔隙以溶蚀粒间孔和粒内溶孔为主，平均孔隙度16.5%，平均渗透率22MD，属中低孔、中低渗储层。E1f2储层孔隙以原生粒间孔、粒间溶孔为主，平均孔隙度10.4%，平均渗透率＜1MD，属低-特低孔、特低渗储层。地面原油密度0.8942-0.9047g/cm3，动力粘度98.59-188.34MPa.s，凝固点35-36℃。原油流动性差，给有杆泵举升工艺带来一定困难。因此,需要有针对性地开展采油工艺研究,以合理开发深层油气资源，提高低渗、低产能油田的开发效益。

1 Q3块开发中存在的难题

1.1 储层物性差，属中低孔、低渗-特低渗油藏。这类油藏岩石受压后,其渗透率随压力的增加而降低,虽然岩石在卸压后,渗透率有一定程度的恢复,但不能恢复到初始值。多次围压和松弛作用使渗透率不断下降,在近井地带形成压敏低渗区。因此在开发这类油藏时应特别注意保持合理的地层压力,优化机杆泵设计，以避免生产压差过大产生压敏效应,从而降低采液指数。

1.2 原油动力粘度大，油品性质较差。该区块单井产液低，有些生产井在停机一段时间后再启机时，发生光杆被拉弯。针对区块原油粘度高的特点，开展井筒加热降粘工艺研究。

2 采油工艺优化设计

2.1 生产压差的确定

合理的生产压差应在满足区块配产的前提下，避免形成水锥、油层出砂和油藏脱气。为提高泵效，防止原油在地层中脱气，根据地层原油饱和压力，确定井底最小流压。该块饱和压力3.32MPa，Q3块最小井底流压3.32MPa。另根据达西渗流公式，在采油指数0.0215m3/d.m.MPa，单井产能4t/d的情况下，区块生产压差为11-13MPa。

2.2 下泵深度的确定

由于该区块储层物性差，压力传导慢，易在近井地带形成一个压力亏损带，结合井底最小流压及生产压差研究情况，确定区块常规井下泵深度1800-2300m,水平井下泵深度1600-1800m,单井下泵深度根据实测资料和试油情况确定，并随注水受效情况及时调整。

2.3 工作制度的确定

由于该区块原油粘度较高、流动阻力大，为降低原油进泵阻力，提高抽油泵充满系数，应尽可能选择大泵径。但同时考虑到随泵挂深度加大，泵径越大，冲程损失和悬点载荷的增加幅度越大，在深抽时宜选择小泵。确定区块采用￠32mm/￠38mm泵，冲程3-5m，冲次3-6n/min。

2.4 抽油杆设计

针对区块原油粘度大，流动阻力大，开展电热抽油杆加热降粘工艺研究。

2.4.1 井筒流体变化分析

根据储层流体特点，预测不同产液量和不同含水时井筒流动温度剖面。

其中:K，总传热系数，W/（m2.oC）；t1s，井底温度，oC；D，套管外径，mm；G，液体质量流量，t/d；C，液体比热，KJ/kg·℃；α，地温梯度；h，所求点井筒高度（距井底的高度）。

表1 井筒温度随产量的变化（含水率为0

表2 含水率对井筒温度的影响（产量5t）

从图1、图2可以看出，当含水一定时，在同一深度处，产液量越低，流体温度越低；当产量一定时，在同一深度处，含水越低流体温度相对越低。

Q3断块凝固点35-36度，单井日产液2t左右,含水4.9%，原油流至井口的温度在30度左右，因此该区的低产井可以采用井筒电加热工艺降低井口油流阻力。

2.4.2 原油热敏性分析

由室内原油粘温曲线，可以看出温度对粘度的影响较大，在40度左右曲线出现拐点，原油粘度开始明显变大，由40度的344mpa.s升至35度的1902mpa.s。

表3 原油粘温曲线

通过对区块井筒流体温度和原油热敏性分析可知，通过加热油管内的流体，可以达到降低原油粘度、清防蜡的目的。

2.4.3 热杆长度设计

电热杆的下入深度取决于井筒内原油的析蜡点和凝固点。根据本区凝固点35-36度，析蜡点42-43度，计算所需电加热深度。

式中:L-所需加热深度（m）;a-常数；d-该油区的地温梯度（℃/100m）;T-析蜡温度（℃）。

由于蜡的析出还与油流速度、含水、溶解气量等因素有关，因此，确定本区电热杆下入深度700-900m.

3 结语

3.1 Q3块油品动力粘度大，凝固点高，在低产液、低含水停机情况下，易导致井筒堵塞开抽困难。针对上述问题，开展井筒加热降粘工艺研究,有效解决生产难题。

3.2 Q3块油藏渗流能力较差,开发中存在压敏效应,加深泵挂放大生产压差并不一定能提高油井产量,最大生产压差应控制在13 MPa左右,以减少压敏伤害,确保油井产能。