论文部分内容阅读
摘 要：欢西油田稠油区块已经进入开发中后期，油井生产效果逐年变差，吞吐油气比逐年下降，严重影响了稠油区块的持续稳产。在实际生产过程中，受地层压力低、动用不均、堵塞等因素影响，注汽后油井出现液量低、含水高、不出等问题，近几年，蒸汽吞吐后供液差井比例逐年升高，已经成为制约油井生产的重要因素之一。因此，针对蒸汽吞吐后供液差井，开展技术攻关，分析其机理，指导油井下一步生产，以确定最佳的综合治理措施，实现最短时间内恢复油井生产。
关键词：欢西油田；措施；综合治理
欢西油田稠油区块已经进入开发中后期，油井生产效果逐年变差，吞吐油气比逐年下降，严重影响了稠油区块的持续稳产。在实际生产过程中，受地层压力低、动用不均、堵塞等因素影响，注汽后油井出现液量低，含水高，不出等问题，近几年，蒸汽吞吐后供液差井比例逐年升高，已经成为制约油井生产的重要因素之一。
据统计，2011年-2016年注汽井次总体呈递减趋势，而注汽后因供液差开井不出的井次逐年增加，占总注汽井的比例不断上升，2016年上升到13.13%。针对这类油井主要采取强负压解堵、间关等措施解决。但是，在实施过程中，仍存在措施无效、处理后液量低等问题，影响了油井的正常生产。因此，针对蒸汽吞吐后供液差井，开展技术攻关，分析其机理，指导油井下一步生产，以确定最佳的解决措施，实现最短时间内恢复油井生产。
一、综合治理技术主要内容
（一）探究蒸汽吞吐后供液差井机理，建立治理措施数据库
通过2010-2016年的数据分析，得出蒸汽吞吐后供液差井，大多数为压力P≦8MPa的油井，占吞吐井中同等压力油井的比例最大。且主要集中在11-20周期。
油层厚度越大，蒸汽吞吐后供液差井越多。油层数达到10以上，占同层数注汽井比例最大。
通过数据分析，形成了如下3方面机理。1）动用程度严重不均，低渗层无法有效动用，高渗层剩余油含量少，造成蒸汽吞吐后油井供液差。2）地层压力低，地层能量不足，原油流动困难，导致蒸汽吞吐后油井供液差。3）油井存在“软堵”，这种堵塞主要为水锁、气锁、冷伤害造成的蒸汽吞吐后油井供液差。
结合分析得出的三种机理。建立了三种机理措施井数据库。
（二）改进水基调堵剂技术
统计的13口井产液剖面测试资料表明，共129层/259.8m，其中不产液的有60层/72m，占总厚度的28.0%。
可见，有效动用中低渗透层可解决油井不出问题。针对注汽不出井，采用改进后的凝胶堵剂对其高渗层进行封堵，提高中低渗透层动用程度。
针对动用程度不均问题，改进了水基调堵剂技术。改进的配方与原配方相比，添加了橡胶粉，主要是提高封堵能力。同时添加了耐高温油溶性树脂，提高药剂的耐温性。
（三）改进自生气增能技术
针对地层能量不足，改进了自生气增能技术。改进后的自生气增能技术主要是增加了碳酰胺的比例，同时加入了促进剂；一是在原来的体系配方下，促进更完全的反应，有更好的性能。二是在增大碳酰胺用量的时候，用现有含量的引发剂就可以充分反应。
从上表看出：改进后的自生气增能技术可以放出大量气体，迅速增加油层能量。
（四）改进解堵技术
针对堵塞问题，分为有机堵塞和无机堵塞。根据堵塞情况不同，我们分为软堵和硬堵。对于供液差井的堵塞，多为软堵。软堵比较复杂，解堵难度大，这类油井在解堵进行时药剂可能接触到堵塞部分表面，然后从两侧绕过堵塞位置，表现为药剂注入压力低，一般在2-3MPa。针对软堵，主要采用缓速酸进行解堵。该技术主要包括药剂配方优选和施工工艺优化两方面。
施工工艺的改进：
该措施原施工工艺为：处理液→主酸液→顶替液；
或者：前置酸→主酸液→顶替液
改进后的施工工艺为：井筒预处理液→处理液→多级注入酸液（前置酸→主酸液→后置酸）→顶替液
改进后的施工工艺增大了酸液处理半径，同时避免了二次沉淀，腐蚀性低，施工安全可靠。
三、现场应用情况
针对蒸汽吞吐后供液差井，我们采用改進自生气增能技术、解堵技术、水基调堵剂技术共计14井次，累计增油3684吨。
四、经济效益分析
增油按2000元/吨，生产成本1000元/吨，投入资金117.54万元。
新增利润=[原油价格（不含税）-生产成本]×增油量
=（2000-1000）×3684=368.4万元
投入产出比=117.54/368.4=1：3.13
五、结论
1）探究蒸汽吞吐后供液差井机理，建立治理措施数据库，对该类油井具有指导意义；2）通过室内和现场试验，改进了适合不同原因导致蒸汽吞吐后供液差井的化学药剂配方；3）建议对蒸汽吞吐后供液差井进行相应油化措施，以提高稠油油藏整體的开发效果。
参考文献：
[1] 《中国油藏开发模式丛书》编辑委员会.中国油藏开发模式丛书[M].北京：石油工业出版社，1997.
关键词：欢西油田；措施；综合治理
欢西油田稠油区块已经进入开发中后期，油井生产效果逐年变差，吞吐油气比逐年下降，严重影响了稠油区块的持续稳产。在实际生产过程中，受地层压力低、动用不均、堵塞等因素影响，注汽后油井出现液量低，含水高，不出等问题，近几年，蒸汽吞吐后供液差井比例逐年升高，已经成为制约油井生产的重要因素之一。
据统计，2011年-2016年注汽井次总体呈递减趋势，而注汽后因供液差开井不出的井次逐年增加，占总注汽井的比例不断上升，2016年上升到13.13%。针对这类油井主要采取强负压解堵、间关等措施解决。但是，在实施过程中，仍存在措施无效、处理后液量低等问题，影响了油井的正常生产。因此，针对蒸汽吞吐后供液差井，开展技术攻关，分析其机理，指导油井下一步生产，以确定最佳的解决措施，实现最短时间内恢复油井生产。
一、综合治理技术主要内容
（一）探究蒸汽吞吐后供液差井机理，建立治理措施数据库
通过2010-2016年的数据分析，得出蒸汽吞吐后供液差井，大多数为压力P≦8MPa的油井，占吞吐井中同等压力油井的比例最大。且主要集中在11-20周期。
油层厚度越大，蒸汽吞吐后供液差井越多。油层数达到10以上，占同层数注汽井比例最大。
通过数据分析，形成了如下3方面机理。1）动用程度严重不均，低渗层无法有效动用，高渗层剩余油含量少，造成蒸汽吞吐后油井供液差。2）地层压力低，地层能量不足，原油流动困难，导致蒸汽吞吐后油井供液差。3）油井存在“软堵”，这种堵塞主要为水锁、气锁、冷伤害造成的蒸汽吞吐后油井供液差。
结合分析得出的三种机理。建立了三种机理措施井数据库。
（二）改进水基调堵剂技术
统计的13口井产液剖面测试资料表明，共129层/259.8m，其中不产液的有60层/72m，占总厚度的28.0%。
可见，有效动用中低渗透层可解决油井不出问题。针对注汽不出井，采用改进后的凝胶堵剂对其高渗层进行封堵，提高中低渗透层动用程度。
针对动用程度不均问题，改进了水基调堵剂技术。改进的配方与原配方相比，添加了橡胶粉，主要是提高封堵能力。同时添加了耐高温油溶性树脂，提高药剂的耐温性。
（三）改进自生气增能技术
针对地层能量不足，改进了自生气增能技术。改进后的自生气增能技术主要是增加了碳酰胺的比例，同时加入了促进剂；一是在原来的体系配方下，促进更完全的反应，有更好的性能。二是在增大碳酰胺用量的时候，用现有含量的引发剂就可以充分反应。
从上表看出：改进后的自生气增能技术可以放出大量气体，迅速增加油层能量。
（四）改进解堵技术
针对堵塞问题，分为有机堵塞和无机堵塞。根据堵塞情况不同，我们分为软堵和硬堵。对于供液差井的堵塞，多为软堵。软堵比较复杂，解堵难度大，这类油井在解堵进行时药剂可能接触到堵塞部分表面，然后从两侧绕过堵塞位置，表现为药剂注入压力低，一般在2-3MPa。针对软堵，主要采用缓速酸进行解堵。该技术主要包括药剂配方优选和施工工艺优化两方面。
施工工艺的改进：
该措施原施工工艺为：处理液→主酸液→顶替液；
或者：前置酸→主酸液→顶替液
改进后的施工工艺为：井筒预处理液→处理液→多级注入酸液（前置酸→主酸液→后置酸）→顶替液
改进后的施工工艺增大了酸液处理半径，同时避免了二次沉淀，腐蚀性低，施工安全可靠。
三、现场应用情况
针对蒸汽吞吐后供液差井，我们采用改進自生气增能技术、解堵技术、水基调堵剂技术共计14井次，累计增油3684吨。
四、经济效益分析
增油按2000元/吨，生产成本1000元/吨，投入资金117.54万元。
新增利润=[原油价格（不含税）-生产成本]×增油量
=（2000-1000）×3684=368.4万元
投入产出比=117.54/368.4=1：3.13
五、结论
1）探究蒸汽吞吐后供液差井机理，建立治理措施数据库，对该类油井具有指导意义；2）通过室内和现场试验，改进了适合不同原因导致蒸汽吞吐后供液差井的化学药剂配方；3）建议对蒸汽吞吐后供液差井进行相应油化措施，以提高稠油油藏整體的开发效果。
参考文献：
[1] 《中国油藏开发模式丛书》编辑委员会.中国油藏开发模式丛书[M].北京：石油工业出版社，1997.