低渗透高粘度稠油油藏捞油技术研究

2017-03-05舒丽娟中油辽河油田公司辽兴油气开发公司辽宁盘锦124010

化工管理 2017年22期

舒丽娟(中油辽河油田公司辽兴油气开发公司,辽宁盘锦 124010)

低渗透高粘度稠油油藏捞油技术研究

舒丽娟(中油辽河油田公司辽兴油气开发公司,辽宁盘锦 124010)

高1区稠油粘度增至10000mPa·s，原油几乎不流动，采用捞油技术生产，油稠无法流动，举升困难是制约高一区捞油生产的瓶颈问题。通过综合分析高一区生产动态资料和精细油藏描述，高1区储层具较强的非均质性，部分区域原油地下流动性较好，采用蒸汽降粘技术处理井筒稠油硬壳，清除井壁异物，降低原油粘度，提高近井地带油层的渗透率，重新构建油流通道，进而有效实现捞油复产。

捞油；蒸汽降粘；稠油油藏；储层非均质；高1区

0 引言

辽河油田已经进入中后期采油阶段，部分油井因低压、低产、高含水等原因，抽油机无法正常工作而被迫长期关井，长停井复产工作存在措施风险大、地面恢复工作量大、井内流体复杂等困难，并且，即使勉强恢复后，又存在油井泵效低、作业风险高、经济效益差[1]。提捞采油有效盘活了部分低产低效井和零散油井，可大幅度降低投资和成本，提高经济效益，而且使常规开采无效的储量能够得以经济有效地动用。但对于高凝固点，高比重，高含胶，高含硫油井采用常规的捞油手段还无法实现捞油作业，捞油工具在井筒内卡阻和地面管线堵塞、罐车无法泄油是制约高粘度油藏捞油的主要因素。针对这一情况，开发了高粘度稠油油藏捞油技术，经济高效地开采这部分稠油油藏。

1 区域地质概况

高1区位于辽河断陷盆地西部凹陷带北端的高升鼻状构造之上，表现为南低北高，地层南西倾。开采目的层为下第三系沙河街组沙四段下部高升油层组，含油面积4.93km2，地质储量222.53×104t。储层岩性为假鲕状灰岩，埋深1310～1410m，岩石储集空间以裂缝和孔隙为主。含油饱和度一般在50%～60%之间，孔隙度平均26.3%，渗透率平均23.7×10-3µm2，属于高孔、低渗储层，相对水湿为98.29%。具强层内非均质性，中等层间非均质性，粘土矿物以伊蒙混层为主，弱速敏、中等偏强水敏、中等盐敏、非酸敏。经过33年的开发，由于地层压力下降，原油脱气、乳化，注水造成的冷伤害使地层温度降低等原因导致目前高一区地层原油粘度增加，目前高一区原油物性表现有“4高”的特点，凝固点高，平均为21℃～25℃，密度大，最大0.9419，最小0.9006，含胶量高，含胶质+沥青质一般38%～41%，含硫高，一般0.46%～0.49%[2]。

2 蒸汽降低原油粘度技术对于捞油的可行性分析

2.1 储层的非均质性特征使得局部区域尚有产能

高1区假鲕状灰岩孔隙类型主要原生孔隙和次生孔隙并存为主，孔隙半径0.01～2mm，喉道分布细且发育不均，具较强的层内非均质性，中等层间非均质性，较强的平面非均质性，鲕状灰岩储层为强亲水性地层，相对水湿为98.29%，强水湿地层有利于水驱开发。1978年5月采用420m井距正方形反九点法注采井网实施面积注水开发，采取笼统方式、高压、高注入量的强注强采手段，导致全区注水开发效果较差，平面上受效极不均衡，单向水窜与注水不进现象相并出现。1980年5月由于水驱效果不佳、地面注水设备流程不过关及注入水质不合格等实际情况，高1区全面停止注水。由于注水开发时间较短，储层非均质性强，连通性较差，水驱效果较差，局部区域剩余油富集。

2.2 降低原油粘度可有效构建油流通道

稠油油藏常采用热采方式开采，将高1块地质条件与热采开发方式筛选标准进行对比，高1块油层埋深1310-1410m，接近极限深度，油层厚度平均4.01m，远远薄于理论厚度10m，、净总比0.33低于0.4，所以热采开发有一定风险，且辽河油田稠油蒸汽吞吐转蒸汽驱热采井套管一般采用N80钢级71/2″套管，但高一区采用的是J55级51/2″套管，不适合常规热采要求，因此采用新的注入蒸汽的方法构建原油流动通道。

利用连续带压注蒸汽的方法实现压力转换和建立热流体密闭循环通道，处理井筒稠油硬壳，清除井壁异物，降低原油粘度，通过高温横向、垂向清除粘土、泥浆、堵塞物及沥青沉淀物，提高近井地带油层的渗透率，从而实现捞油复产。高温蒸汽通过热交换给套管壁上的稠油和稠油帽加热，蒸汽变成热水，由于油水密度差异，热水向下流，将下面的稠油帽加热，稠油受热后粘度降低，流度增加变固态为液态，根据稠油帽的粘稠程度不同，一次可以处理100-300米深度，一直处理完井筒内全部稠油。用高温蒸汽将井内稠油彻底替出，直至出口返水为止。彻底建立捞油通道。施工之后进行周期性捞油。