英雄滩油田大35—斜20块排砂采油工艺探索

王小芳

【摘 要】英雄滩油田大35-斜20块地面条件差，油井为大斜度定向井，油井靶点位移大，井斜角大、油稠、井深、泥质含量高、渗透率低且油井出砂为粉细砂。经过不断的摸索和实践，对大35-斜20块采取了一些相应的配套射孔、防砂、抽稠、防偏磨等工艺措施，取得了一定效果，但开发中暴露出抽稠费用高、防砂增产效果差等问题，近期开展水力喷射泵排砂采油工艺技术试验和研究，现场实施4口井，日增油14.8吨，为该块经济有效开发提供技术支持，应用前景广阔。

【关键词】稠油；粉细砂；防膨；防砂；排砂

一、前言

大35-斜20块地处渤海滩涂。大35-斜20块沙二段储层，颗粒直径一般0.01-0.25mm，粒度中值0.09mm。沙二段油藏油层温度81℃，温度梯度为3.1℃/100m。根据沙二段岩芯分析结果，孔隙度平均25.9%，渗透率平均193×10-3μm2。目前大35-斜20块共有油井25口，其中直井3口，斜井22口；造斜点相对较浅，平均造斜点为820米，平均最大井斜为1722米，平均最大井斜度36.9度。

二、大35-斜20块开发中的难点

2.1油井出砂严重，粉细砂的防砂难度大

油井在生产过程中易出砂，使用常规举升工艺不防砂不能正常生产。油层砂子粒度中值小（0.09mm），渗透率低，防砂难度较大，在防砂过程中不是把油层防死就是防不住砂。防死时油井供液不足或无供液；防不住时地层仍出砂，需要频繁检泵冲砂，开井时率低，影响油井正常生产。

2.2油藏埋藏深，原油粘度高，注汽热采工艺不合适，举升难度大

该块油藏埋深1700-2129m，原油平均粘度14236mPa.s，由于地层渗透率低，油藏埋深大，注汽热采工艺难以达到管柱下深和注汽压力要求，因此只能采取常规冷采措施。常规冷采举升工艺必须采取空心杆掺水辅助降粘措施或者电热杆伴热降粘措施才能维持油井正常生产，但辅助举升效果有限。

2.3油井液量低，易造成管杆偏磨，检泵周期短，影响油井正常生产

油井液量低，易造成管杆偏磨，检泵周期短，影响油井正常生产。另外防砂后油层内的粉细砂、悬浮物等杂质易堵塞近井地带，使油层渗透性变差，供液能力变弱，导致油井产量降低，进一步加剧了管杆偏磨。

三、配套工艺技术的应用

3.1射孔工艺

大35-斜20区块射孔方式采用油管传输深穿透射孔。射孔压差既要能保持孔眼的清洁，又要不使套管损坏（挤毁）。考虑到油井的安全问题，以及防止油层出砂现象的发生，要求采用近平衡射孔工艺。并采用以下射孔参数：螺旋布孔，16孔/m。为防止射孔过程中，造成粘土膨胀，射孔液中加入防膨剂。

3.2防膨抑砂工艺

根据大35-斜20块敏感性研究结果表明该块存在水敏，为此在该块新投井及后期检泵井应用了防膨抑砂工艺。有机阳离子聚合物在水中溶解、解离，产生聚阳离子，这些聚阳离子即可通过吸附中和粘土表面的负电性，又可在粘土晶层或颗粒之间吸附微粒，使它们之间的静电排斥力减小，晶层收缩，抑制粘土膨胀。有机阳离子聚合物主要通过其阳离子链节将带负电微粒（砂粒）桥接起来，若聚合物中含有丙烯酰胺，其氨基可与松散砂粒表面的羟基通过氢键桥接起来，达到防砂的目的。

3.3防砂工艺

大35-斜20区块主力油层沙二段2、3砂组，油层埋深1900m，成岩时间短，油层胶结疏松，油井在生产过程中，流体流动阻力克服砂粒之间的聚合力或岩石强度，使油井出砂；原油粘度高，流动阻力大，出砂加重。在大35-斜20块采用过三种防砂方式，共防砂12口井。总体看，防砂后检泵周期延长，但增产效果不明显。

3.4井筒举升工艺

该块平均粘度达14236mPa.S，投产初期，采取电热杆井筒降粘工艺生产方式，取得了较好的效果。但该工艺耗电量大，费用高。因此2006年以来开展大35-斜20块空心杆掺水替代电热杆技术。目前该块油井几乎全部采用空心杆掺水降粘，配套杆管防偏磨装置生产，基本解决了举升困难的问题，开发效果得到较大改善，经济效益有了显著提高。但大斜度井的偏磨现象依然存在，检杆检泵周期短，同时油井含水也出现两个明显抬升，含水由35%抬升至50%，空心杆掺水计量误差大始终是个难题。

3.5水力喷射泵排砂采油工艺研究

大35-斜20块砂岩粒度中值小（0.09mm）、泥质含量高，泥质成分以及胶质、沥青、石蜡等容易进入充填层，阻塞渗流通道，导致防砂后液量下降，所以改善近井地带的渗流状况是提高大35-斜20块开发水平的关键。而水力喷射泵对油稠出砂油藏则有很大的适应性，同时大35-斜20块地面工程条件也适宜于采用水力喷射泵。

3.5.1水力喷射泵举升原理

水力喷射泵是以高压水为动力液，通过动力液和产出液之间的能量转换实现采油。高压动力液通过缩径端面时，其速度能显著增加，导致压能显著降低，从而在端面周围形成“负压区”，把地层产出液吸入泵筒，吸入流體与动力液经喉管混合，再经扩散管扩散，逐步恢复压能，然后再由该压能完成混合液的输送和举升。高压水（动力液）通过流量计、高压过滤器到达井口的一翼，从井口沿动力液管线到达井下排砂采油装置，动力液驱动井下排砂采油装置工作。含砂产出液和动力液混合后的混合液通过混合液油管和动力液油管形成的环形空间、井口的另一翼排至油气水砂分离罐。混合液在油气水砂分离罐沉降后，分离水继续作为动力液供油井生产使用，分离出的原油拉走或进入计量站。

3.5.2水力喷射泵携排砂原理

在产出液的举升过程中，液体在生产管柱内任意截面的流速均大于砂子的沉降末速2倍以上，从而能保证地层砂随流体一起顺利排出。表1为不同粒径砂粒沉降末速和保证上升的最低液流速度表。

3.5.3水力喷射泵参数选择

根据水力喷射泵特性曲线，不同的面积比其最大效率点不同，对应的流量比和压力比也不同，根据动液面位置、井口设备达到的工作压力、最大效率等各参数，以确定流量比和压力比，通过数值模拟计算出所需的喷嘴、喉管直径等工作参数。

3.5.4现场应用

目前水力喷射排砂采油工艺已在大35-斜20块应用4口井，均运行平稳，日增油14.8吨，排砂增油效果明显。首口井大35-15-11自2012年5月13日采用该工艺投产，措施前日液1.0t/d，日油0.3t/d，含水64.7%，措施后日液9.4t/d，日油5.3t/d，含水42.6%，平均日增油4.9t，至今已正常运行503天，累增油2497吨。另2014年初投产的大359井、大35-9-斜13和大35-9-斜12井，原来都不能正常生产，目前均运行平稳，平均单井日产油在3吨以上。

四、结论

针对英雄滩油田大35-斜20块油井油稠、井深、渗透率低、泥质含量高，出粉细砂、井身大斜度等开发难题，相应优化射孔、防砂、抽稠、防偏磨等配套工艺措施，取得了一定效果，但也存在有效期短、增产效果差等问题。水力喷射泵排砂采油工艺由于井口及井下没有运动部件，从根本上解决了井筒杆管偏磨现象的发生，适应于水平井、斜井以及丛式井组，及偏磨、腐蚀较严重的油井；同时水力喷射泵具有很强的携砂排砂能力，保证地层砂全部随采出液排至地面，并随着近井地带游离砂排出，油层渗透性能得到提高，增产效果明显，适宜于在稠油出粉细砂油藏推广应用。

【参考文献】

[1]万仁溥，罗英俊.采油技术手册.第四分册[M].北京：石油工业出版社，1998：210-220 .

[2]张琪.采油工艺原理[M]. 北京：石油工业出版社，1981.