小洼油田难采储量开发配套技术

李俊杞

(辽河油田公司 金海采油厂，辽宁 盘锦 124010)

在油藏上，把已探明未开发储量中连续三年未动用的储量称为难采储量。小洼油田难采储量包括洼1井区、79井区、25-新12井区及82井区，位于构造边部，含油面积2.56 km2，储层物性、原油物性差，岩性以细粉砂为主，泥质含量高，属高孔中低渗型特稠油油藏。试验开发中主要存在着油稠、注汽压力高、生产周期短、回采困难、出细粉砂严重等突出问题，大部分油井因无法正常生产而停关，整体采出程度低。针对这四个井区油藏特点及生产中存在的问题，开展了综合配套工艺技术试验，形成了一套难采储量技术开发模式。

1 难采储量开发中难点分析

1.1 洼1、洼79、25-新12井区

1)地质概况：储层主要是河道沙，属三角洲前缘亚相，平面上沉积砂岩分散，连通性差，总体发育较差，泥质含量相对较高，平均为26.5%，岩性以细粉砂岩为主，平均孔隙度21.8%，渗透率在100×10-3～2 500×10-3μm2，原油属于特稠油，原油密度为0.992～0.995 g/cm3，50 ℃时黏度为12 500～19 000 mPa·s。原始地层压力12.3～13.1 MPa。

2)生产情况：共有油井71口，投产66口。除洼1井区有3口井生产d2段外， 其余全部生产d3段，累积采油15万t,目前全部关井。

3) 存在问题：d2段高含水，d3段出砂重，甚至有部分井套变。油井注汽注不进，压力高，最高17 MPa，60%井注汽干度达不到70%。油稠，投产后低产不出，普遍出砂严重长期关井。据统计洼79井区平均每次冲砂返砂1.6 m3，单井平均出砂10 m3，平均检泵周期只有16 d。套坏井较多，单井采出程度较低。先后采取了降粘、高温固砂、高温树脂防砂、金属棉防砂、TBS防砂、螺杆泵排砂和高温堵水等工艺措施，但效果不佳。

1.2 洼82块

1)地质概况：含油层系为东营组一段，储层岩性以细砂岩为主，占69.6%，平均孔隙度30.7%，泥质含量平均15%，平均渗透率708.7×10-3μm2，属于高孔中低渗型油层。原油属特稠油，密度0.988 9 g/cm3，50℃时黏度15 900 mPa·s，胶质+沥青39.4%，地层压力为11.8～16.7 MPa。

2)生产情况：1993年6月投入开发，共有各类井17口，累计注汽43 821 m3，累计产油2 229 t，油汽比0.05。

3)存在问题：注汽效果差。从12口试采井的注采情况分析，注汽平均压力16.6 MPa，干度56%，W82井干度只有5%，除W38-27井生产效果较好外，其它井吞吐效果很差，生产时间不超过15 d，周期油汽比不足0.1。油层层间矛盾突出，泥质含量高，油井出砂严重。全部关井。

综上所述，难采储量区块具有油层发育较差、岩性较细、泥质含量高，属高孔中低渗型油藏，原油为特稠油。生产中表现为注汽压力高、注汽困难；生产周期短，采出程度低；油稠出砂重[1]。

2 综合配套工艺技术试验研究

针对难采储量油藏特点及开发中存在的问题，采取了“油层降粘解堵和强抽强排工艺技术解除油层近井地带堵塞，实现有效注吸汽；砾石充填防砂工艺技术实现油层深部防砂；结合二氧化碳采油和注采一次管柱泵技术，实现注汽后顺利高效排液”的技术思路，为难采储量的动用探索出了一条新途径[2]。

2.1 强抽强排深防综合工艺技术

采用水力喷射泵短期排砂，再实施压裂填防砂，排砂泵携砂采油，对难动用出砂油井进行综合治理。

2.1.1 “强排”工艺技术

反循环水力喷射泵原理(见图1)：利用水力喷射泵举升系统允许大含砂量介质过泵并可以靠大流量混合液携出井筒的特点，井下管柱结构采用开式反循环的方式，动力液由油套环空输入井下，混合液由截面积较小的油管内输出，大幅度提高混合液流速，从而提高携砂能力。地面设备采用单井可移动式，产出液进站， 动力液经混合液综合处理装置分离后循环使用。

反循环水力喷射泵强制排砂技术特点：

1)水力喷射泵举升系统可在井底形成强负压，抽吸能力强，具有强制排液能力。

2)吸入状态连续无脉动，吸入尾管下入油层中部或穿越油层，可以有效避免砂埋井底。

3)井下泵无运动部件，允许高含砂液过泵。

4)采用反循环水力泵井下管柱，大流量的高含砂混合液经截面积较小的油管排出井筒，提高流速加强系统携砂能力。

5)地面配套系统采用单井可移动式装置，建立独立的单井循环流程，油井出砂在井口即时分离、储存，产出液除砂后进站，动力液(水)经过分离后循环使用。

该技术对于套管完好、无漏点，封隔器可顺利下入，且地层有一定供液能力，无堵塞现象的油井均可应用。

2.1.2 “深防”工艺技术

即对油层深部进行压裂填防砂，在强排的基础上，实施防砂措施，并使防砂作用范围延伸至油层深部。排砂与防砂相结合，综合治理出砂油井。

压裂填防砂技术工艺原理：通过高压泵车将混砂液挤入射孔炮眼及地层亏空部位，形成坚实的挡砂屏障，挡住地层砂，防止地层坍塌，同时用防砂筛管挡住充填砂，以实现防砂的目的。

压裂填防砂技术优势：

1)提高近井地带渗透率，有效地改善防砂油井的产量；

2)实现了逐级挡砂，挡砂能力强，防砂效果更有保证；

3)对地层无化学伤害，且减少了因出砂造成地层亏空、地应力不均对套管的损坏；

4)防砂有效期长，投入产出比高。

2.1.3 “强抽”工艺技术

即强制携砂采油，配合“强排”、“深防”工艺，应用浮环泵将泥浆类粉砂随油流强制产出使油井正常生产。

浮环泵结构及工作原理(见图2)：浮环泵柱塞由浮环座、浮环架、密封圈、弹簧压帽、弹簧组成。上冲程时，由多级软密封浮环结构组成的柱塞上行，浮环架与底部浮环座靠紧，形成多级密封，单级浮环两端产生压力差，在液柱压力的作用下，软密封皮碗唇部向外扩张紧贴泵筒形成零密封，这时固定阀开启，将油吸入腔室；下冲程时，浮环座随抽油杆下行，单级浮环在泵内液体压力及浮环与泵筒间摩擦力的作用下相对于浮环座上行，流道打开，液流进入泵上。

2.2 提高蒸汽吞吐效果技术

2.2.1 油层降粘解堵工艺技术

降粘解堵工艺原理：对地层进行化学预处理，即注汽前向油层注入化学剂，溶解孔隙通道中的沉淀堵塞物，抑制黏土膨胀，催化扩散自生热，降低油水界面张力和原油黏度，改善地下流体渗流条件[3]。

2.2.2 二氧化碳采油技术

二氧化碳采油机理即二氧化碳溶于原油后，一方面可改变原油密度，另一方面可大幅度降低原油黏度而大大改善其流动性；依靠其自身的气体特性使原油膨胀，在压力下降时形成溶解气驱，从而驱替出地层中的原油；降低界面张力，有效地提高驱油效率而增加采出量；对原油中的轻质组分气化萃取，使原油中的轻质成分增加，地下原油黏度进一步降低。

2.2.3 注采一次管柱泵采油技术

采用耐高温杆式泵或沉砂一次管柱泵使注汽、采油、冲砂、防砂四套管柱形成一体化，实现了小强度多轮次不动管柱开采，节约作业时间，提高油井生产时率[4]。

通过降粘解堵、二氧化碳采油、注采一次管柱泵技术大大地提高了油井的蒸汽吞吐效果。

3 综合配套工艺技术总体应用效果

在小洼油田难采储量区块共试验综合工艺技术5项42井次，措施有效率83.3%，累增油5 562 t(见表1)。现场应用“强排”工艺技术二口井，注汽效果明显改善(见表2)。

由于油稠，地面循环、供采平衡系统不够完善，地层中的泥质及细粉砂没有排到量，生产效果不够理想，强排工艺技术还需改进和完善。

表1 难采储量配套工艺技术统计表

表2 W25-15井强排前后注汽参数对比曲线

压裂填防砂技术对于因出砂而长停、卡关的油井，地层亏空严重、出泥质细粉砂的老大难井，新井、调层井早期防砂，效果较好。在难动用储量井区应用13井次，措施成功率100%，措施有效率76.9%，累计增油2 817 t。

4 结论与建议

1)确定“强抽强排深防及提高蒸汽吞吐效果综合工艺”技术思路，通过现场试验应用表明是可行的，为难采储量的开发探索出了一条新途径。

2)综合配套工艺技术适用于稠油油藏难采储量开发，因井制宜，效果显著。

3)二氧化碳采油技术在小洼油田实施后，发现部分油井出砂加重，建议配套防砂措施应用。