多元热流体复合吞吐采油技术在浅薄层超稠油油藏应用

于洪涛1   王海燕2

1.中石化胜利油田现河采油厂新春项目管理中心 2.华北油田第二采油厂巴彦油田项目部 

摘要：某油田2015年规模开发，共有油井1000余口,历经十多年开发，受油藏“浅、薄、低、稠”影响，蒸汽吞吐轮次高，油藏高存水、高亏空问题突出，到2022年初长停井数量增加到了113口。自2022年7月试验多元热流体复合吞吐采油技术，展开增油实验，解决部分长停井增产问题。

关键词：多元热流体；复合吞吐；混相；浅薄层超稠油藏 

1.概述

1.1 浅薄层稠油油藏特性

某油田自2010年开始建设,2015年规模开发，目前共有油井1000余口,联合站2座，燃煤注汽站6座、变电站2座，接转站2座，无人值守增压站7座，注汽注水水源井管网、集输管网750多千米，供配电线路300多千米，是重要的增储上产阵地和接续力量。

油田储层埋深浅且层薄，成岩性差、非均质性强，“甜点”难预测。油藏埋深在200米至600米之间，油层厚度在2米至6米之间，属于超稠油藏。地下原油黏度5万~9万毫帕·秒，采出液升温至80摄氏度，才具有流动性。目前采用热、剂协同驱替浅层稠油的热化学采油技术。

1.2 问题及解决措施

历经十多年开发，受油藏“浅、薄、低、稠”影响，蒸汽吞吐轮次高，油藏高存水、高亏空问题突出，稳产难度加大，开发效益变差。作为浅薄层超稠油油藏，新井补充严重不足，老区递减加快，勘探发现及油藏评价周期过长，高含水、多轮次吞吐后开发接替等难题。特别是，随着蒸汽吞吐轮次增加出现了地层能量低、汽窜频繁等问题，导致某油田开始面临着自然递减越来越大、效益越来越差的难题。

针对开发现状，利用地质浅孔钻探周期短、成本低、取心收获率高的优势，落实地质甜点，利用评价井评价产能和工程工艺，缩短评价周期，提高产建比，实现超浅层稠油效益开发，落实了可动储量释放潜能。

针对效益差的现实，优化注汽注氮方案，综合运用数模、监测、动态分析等手段，持续优化注汽参数，通过增能量、增热焓、增能调剖、同注同采等方式，进一步挖掘老井潜力，有效降低稠油递减。加快未动用储量评价，攻关提高单井产能技术，加大方案优化力度，借鉴小井距蒸汽驱经验，结合数值模拟结果，加密后转蒸汽驱提高采收率，实现储量向产能的高效转化。

1.3 多元热流体复合吞吐采油技术原理

通过空气和燃料（天然气/柴油/原油）在发生器内高压燃烧，形成高温烟道气，混水降温后形成多组分、多流态混合流体，即多元热流体。包括氮气、二氧化碳、蒸汽和液态水，全质量全能量注入油层。利用氮气的惰性物性,增强并延长油层保温效果和二氧化碳在原油中的溶解-膨胀作用，实现热降粘、溶解降粘、弹性驱、泡沫驱等综合机制作用于油藏，达到增能助排，提高油层压力，增加原油流动性，降低含水，提高采收率的目的。

根据不同地质特点和油藏物性，可以通过配液，向多元热流体内添加降粘剂、起泡剂、隔离液等化学药剂，大幅度提高稠油流动性，提高产出能力。

1.4 技术特点与优势

高采收率：兼具二氧化碳驱油、氮气驱油和热力采油的优点。与普通热力采油技术相比，可大幅提高产量，最高可达6-7倍，污水产出不到蒸汽吞吐的1/3，环保意义重大。

高热效率：将燃料和空气直接燃烧，并将软水直接汽化产生蒸汽，高温高压的二氧化碳、氮气和水蒸气直接注入油层，使热效率维持在95%以上

低汽油比：产生的多元热流体当量和原油产量的比值为0.23，远低于蒸汽热采的比值2

零碳排放：所有产生的燃烧产物均注入地层、油层，实现注入过程零碳排放。

适用性强：注入压力35Mpa,可覆盖井深3000m的油层，适用范围广，适用浅、中、深层稠油的开发

工艺简单：与传统蒸汽吞吐、蒸汽驱和火烧等热采工艺相比，该技术工艺简单，地面工程投资低。

运行成本低：由于汽油比低、热效率高、零碳排放等特点，在相同产油量的情况下，运行成本比蒸汽热采低。

2. 应用案例

2022年前8个月，某油田完钻68口井，其中产能井57口，新建产能9.2万吨，落实产能34万吨，上报新增探明储量2871万吨。其中采油管理*区作为原油生产主阵地，管理着油田9个主力区块，原油产量占公司总产量的60%以上。2021年完成交油任务77.1万吨，2022年配产86.4万吨交油指标（追加3万吨超产指标）。经过十余年的开发，受地层亏空、水窜、腐蚀等因素影响，他们所管理的低效井、高含水井、套损井等数量逐年增加，到2022年初长停井数量增加到了113口。

面对百余口长停井，技术人员积极转变思想，坚持“长停井不等同于无效井”理念，梳理找出每口长停井的“病因”，对症下药，分类治理。对于地层高亏空造成的长停井，以“增能”为核心，重新优化注入参数，实施低成本创效益；对于高含水造成的长停井，开展剩余油分布研究，有针对性地实施氮气泡沫调剖、分段采油、堵水等措施。对于套损井，按照产能高低、修复难易程度，精细论证投入和产出，按效益制定大修计划。对于增油难度大油井，在充分论证效益情况下，尝试多元热流体、氮气复合增能等新工艺。根据地层地质特点和单井井史井况，从长停井中摸排出三口井况良好，地层油气富集的长停井，试验多元热流体复合吞吐采油技术，展开增油实验。其增油原理是通过发生器产生的高温烟道气中加入氮气、二氧化碳，和起泡剂、降粘剂、隔离剂等化学药剂，形成多组分、多流态的混合热流体，利用氮气的惰性物性和二氧化碳在原油中的溶解-膨胀作用，实现热降粘、溶解降粘、弹性驱、泡沫驱等综合机制作用于油藏，达到增能助排，提高油层压力，增加原油流动性，降低含水，提高采收率的目的。

3. 措施和效果

扶长停施工期间，该站安排专人每天紧盯施工进度，严格施工工序，确保施工质量。认真核对落实每一个数据指标，确保施工有效。并及时向上级技术部门汇报施工进度，工作量，提前做好下步工序的施工准备工作。*井自9月18日开井后,目前综合含水率稳步下降,增油效果明显。

4. 问题和解决方案

4.1井筒变形问题

增油采油实验中，大部分老井水平段井筒出现变形，常规封隔器不能够下入目的段，影响到实验推广。随着生产周期的不断延长，许多生产井气液比升高、二氧化碳分压大，影响油井生产效率和生产寿命，考虑注汽过程中的高温、高压，和作业过程中的顺利施工。只有通过技术及材料创新、加工工艺优化、定排量加药技术的优化及集成配套等实现举升系统全防腐，利用液柱载荷分级承担以及降低泵开启压力，实现气液分离进而达到提高泵效目的，满足了高含水、高矿化度、高二氧化碳井防腐蚀需求。

4.2 结垢现象

注汽过程中的高温、高压，油层生产中期的高含水，导致很多中后期稠油生产井结垢严重，特别是蒸汽吞吐热采油技术的稠油井问题尤为明显，究其成因，主要是受温度影响垢的溶解度，当温度升高时，钙离子结垢趋势增强，从而导致了有将近30%的油井频繁出现卡死问题。由于结垢，造成卡死问题时，提参、降套压、碰泵生产等措施效果均不理想。针对结垢问题，可采用大排量反洗井或者正洗解卡，也可以通过实施添加相关药剂从而缓解。

4.3气锁问题

稠油井生产中后期，普遍存在的气锁现象，可通过采取更换长柱塞泵，作业完井时少提防冲距等措施，减少油井气锁问题的发生。针对生产过程中发生气锁井，可调整冲程，采取人工碰泵或者调小防冲距的办法解除油井气锁，同时辅助井口调整套压措施，气锁异常井治理的成功率达到90%以上，提高油井生产时率，延长油井生产周期，保障油井的高效生产。

综上分析所述，利用惰性氮气增能助排，且具有保温效果，添加化学降黏剂，扩大泄油面积，增大动用半径、增强驱动力。与传统注蒸汽技术相比多元热流体复合吞吐采油技术实现储层热损失率降低53.3%，平均泵效提高7.5%，单井有效生产时间从28天延长至272天，单井动用储量提高6.9倍，单井产能提高17.1倍。