鄧雨生　張燕利　柴細瓊　馬利娟　劉若虛

[摘 要] 春光油田春10井區(qū)屬于中深層稠油油藏，蒸汽吞吐開發(fā)存在埋藏深熱損失大、粘度高開發(fā)困難、生產周期短等問題。改善開發(fā)效果，提高注汽質量是關鍵。文章針對注汽工藝開展研究，現場應用取得了較好的開發(fā)效果，對薄層特稠油油藏的開發(fā)具有借鑒意義。

[關鍵詞] 稠油油藏；蒸汽吞吐；工藝；技術；研究

[作者簡介] 鄧雨生，中石化河南油田分公司石油工程技術研究院助理工程師，研究方向：采油工程方案編制與研究，河南 鄭州，450000；張燕利，河南油田分公司石油工程技術研究院助理工程師，河南 鄭州，450000；柴細瓊，河南油田分公司石油工程技術研究院工程師，河南 鄭州，450000；馬利娟，河南油田分公司石油工程技術研究院工程師，河南 鄭州，450000；劉若虛，河南油田分公司石油工程技術研究院工程師，河南 鄭州，450000

[中圖分類號] TE37 [文獻標識碼] A [文章編號] 1007-7723（2013）05-0032-0005

一、油藏地質概況及注汽難點

（一）油藏基本特征

春光油田春10井區(qū)地理位置位于新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市境內，構造位置位于準噶爾盆地西部隆起車排子凸起的東部，北部與紅山嘴油田為鄰，東北面與小拐油田相接。

春10井區(qū)按圈閉類型分為斷層+巖性油藏；按原油性質分為特稠油油藏。主要含油層位為N1 s1Ⅱ2、N1 s1Ⅱ1，儲層巖性為細中粒巖屑長石砂巖；成分以石英為主含量44%，次為長石含量28%。粒級以細粒為主，平均粒度中值為0.22mm，平均分選系數2.08，分選較好；膠結疏松，膠結類型為孔隙型，泥質含量低，粘土礦物主要以伊蒙混層為主，含量47.33%，伊蒙混層中蒙脫石含量為77.5%，儲層存在水敏的潛在因素。

根據巖心物性分析，孔隙度取30.2%，滲透率取1.7μm2，含油飽和度取值65%，屬高孔、高滲儲層。

（二）流體性質

根據排18井和春10井原油分析結果，春10井區(qū)S1Ⅱ2小層地面脫氣原油密度為0.9651g/m3，50℃時脫氣原油粘度10359mPa.s，油層溫度下脫氣原油粘度為22517mPa.s，含蠟量：2.32%，凝固點：9℃，含硫0.11，膠質含量16.75m%，瀝青質含量5.9m%，飽和烴含量38.07m%，芳香烴含量26.78m%。

（三）溫度及壓力系統(tǒng)

跟據春光油田實際測試資料統(tǒng)計，本區(qū)塊屬正常溫度壓力系統(tǒng)。壓力系數為1.02MPa/100m，油層段原始地層壓力為9.2～9.8MPa；地溫梯度為2.96℃/100m，油層溫度42.1～43.8℃。

（四）注汽難點分析

根據春10井區(qū)油藏特點，該區(qū)蒸汽吞吐開發(fā)主要面臨以下難點：

1. 油藏埋藏較深（平均960m）、水平井深（1320～1420m）、水平段長（200～300m），井筒延程干度下降快、熱損失大。

2. 原油粘度大（22517mPa.s），開采困難，注汽質量要求高。

二、注汽工藝研究

（一）注汽隔熱方式優(yōu)化

春10井區(qū)屬于中深層稠油油藏，新部署井井深在1320～1420m左右，采用稠油熱力參數優(yōu)化設計軟件，對普通油管、普通油管+封隔器、隔熱油管+封隔器三種注汽方式下的井筒干度變化情況和不同環(huán)空介質下的井筒干度變化進行模擬，為保證注汽效果，選擇隔熱油管+封隔器，環(huán)空注N2注汽隔熱方式。

（二）注汽參數優(yōu)化

采用稠油熱力參數優(yōu)化設計軟件，計算模擬了不同注汽速度下的井筒干度、熱損失變化情況。結合油藏相關設計，基本參數設置如下：

注汽壓力：16.3MPa

井口干度：80%、75%、70%

隔熱方式：隔熱油管+封隔器

環(huán)空介質：N2

不同注汽速度下井底干度、熱損失結果見表1。

從表1對比可知：

1. 注汽速度越高，井底蒸汽干度越高、熱損失越?。?/p>

2. 井口注汽干度越高，對應井底蒸汽干度越高；

3. 對于水平段為200m的井，當井口干度≥80%，注汽速度≥280t/d的情況下，井底干度才能≥50%；對于水平段為300m的井，當井口干度≥80%，注汽速度≥300t/d的情況下，井底干度才能≥50%。

因此，注汽過程中，在不壓破地層的前提下，應盡可能提高注汽速度，并保證井口注入蒸汽干度。

（三）注汽管柱

根據隔熱方式的選擇結果，為保證井底蒸汽干度，同時提高蒸汽吞吐效果、高效利用蒸汽熱能，采用Ф114×76mm隔熱油管+封隔器注采一體化管柱，以減少注汽前后起下油管作業(yè)，燜井放噴后直接轉抽，提高油井開發(fā)效果。

1. 水平井均勻注汽工藝

根據非均勻注汽有限元模擬結果及分析，按熱采水平井（水平段為100m）常規(guī)注汽管口位于水平段端部、中部以及距離注汽管柱跟趾端各1/4L處的兩點作為注汽點進行注汽后溫度分布模擬。

（1）取注汽管柱跟端作為注汽點，注汽結束后的溫度分布如圖1所示，可以看出端部單點注汽情況下，加熱區(qū)主要集中在注汽管柱跟端，寬度約為40m，熱能波及范圍有限。相對于整個水平段長度100m，開采范圍較小，造成整個水平井段注采極不均衡，影響儲層的整體開發(fā)。

（2）取注汽管柱中點作為注汽點，注汽結束后的溫度分布如圖2所示，可以看出中部單點注汽情況下，加熱區(qū)圍繞注汽管柱中點對稱分布，寬度約為50m。與端部單點注汽相比，加熱區(qū)范圍略有增大，但熱能波及范圍仍然有限，相對于整個水平段長度100m，開采范圍較小，造成整個水平井段注采極不均衡，影響儲層的整體開發(fā)。

（3）取距離注汽管柱跟趾端各1/4L處的兩點作為注汽點，注汽結束后的溫度分布如圖3所示?？梢钥闯?，溫度在兩個注汽點處最高，隨著遠離注汽點處溫度逐漸下降。與單點注汽相比，兩點均勻注汽情況下水平井的加熱區(qū)范圍明顯增大，整個注汽井段皆受熱，有利于儲層均衡動用。

由以上數值模擬結果可知：普通注汽管柱蒸汽加熱井段只有50～70m左右，會造成儲層內過早氣竄或錐進，驅掃面積減少，熱能利用率下降，影響水平井的采收率。春10井區(qū)新部署井水平段長200～300m，為了改善水平段吸汽剖面，提高注汽效果，采用均勻注汽工藝。

2. 水平井桿管扶正防磨工藝

由于水平井的實際井眼軌跡是三維的，因此使得上下運動的抽油桿柱在工作時，處于復雜的應力狀態(tài)，從而導致抽油桿柱的偏磨現象增多，斷脫次數增加。因此，為保證井下桿柱正常工作，防止桿柱與油管內壁接觸，需合理設計抽油桿柱及扶正器間距。為了減輕桿管偏磨，減少維護作業(yè)，延長使用壽命，在斜井段安裝加重桿、扶正器和防脫器。

3. 注汽管柱受力分析

（1）注汽時油管柱伸長量計算

油管柱伸長量=ΔL內管熱伸長+y油管重力伸長-ΔL預應力伸長

ΔL內管熱伸長=α×T

式中：α——管材熱伸長率m/℃

T——隔熱管內蒸汽平均溫度℃

y■=■

式中：K——隔熱管每米質量，kg/m

L——管柱長度，m

E——管材彈性模量，N/m2

S——隔熱管截面積，m2

△L■=■

式中：L——管柱長度，m

？茁——材料的熱膨脹系數，m/℃

l——每根隔熱管長度m

注汽過程中，隨著注汽溫度的增加，封隔器的內腔壓力逐漸增大，當注汽溫度小于250℃、封隔器未坐封時，管柱處于自由伸長狀態(tài)；當溫度達到250℃、封隔器坐封時，注汽管柱繼續(xù)伸長，伸長量靠伸縮管來補償，即整套管柱只需克服250℃～350℃范圍內管柱的熱伸長量。

按114×76mm隔熱油管（管材熱伸長率13.9×10-6m/℃，管材彈性模量9.80655×105MPa）下深1010m，注汽溫度350℃計算，得出油管柱伸長量為3.24m；250℃時，管柱伸長為1.85m；考慮伸縮管的伸縮余量及安全性能，要求井下補償器的補償距離≥1.39m。

注：單井管柱設計時需考慮實際油管柱型號及下入深度情況，計算管柱伸長量，優(yōu)化設計補償長度。

（2）注汽前抽油桿柱最小上提距離的確定

最小上提距離由以下幾個因素構成：抽油桿柱自重引起的長度變形量；壓力差作用于抽油桿柱所引起的變形量；抽油桿柱在上端不受力時，在油管中彎曲所引起的長度變形量；溫差所引起的變形量；能保證正常注汽時，柱塞下部與泵筒上部應有的最小距離。

①抽油桿柱自重引起的長度變形量：

ΔL1=9.8×WL2/EF

式中 W——抽油桿單位長度在油管中的平均重量（包括接箍），近似按在空氣中的平均重量考慮，kg

L——抽油桿柱長度，m

E——彈性模量，N/m2

F——抽油桿截面積，m2

②壓力差作用于抽油桿柱所引起的變形量：

△L2=■+■-2L-■

式中 p——注汽壓力，Pa

μ——材料的泊松比

③抽油桿柱在上端不受力時，在油管中彎曲所引起的長度變形量：

△L3=？酌■WL■/8EI

式中 r——油管內徑和抽油桿之間的徑向間隙，m

I——油管內徑，m

④溫差引起的變形量：

△L4=βL（T2-T1）

式中， β——材料的熱膨脹系數，m/℃

T2——井筒內平均溫度，近似注汽溫度，℃

T1——地面平均溫度，℃

⑤能保證正常注汽時，柱塞下部與泵筒上部應有的最小距離：

△L5？燮（■）+l■

式中， dB——泵筒內徑，即柱塞外徑，m

l■——泵長，m

抽油桿柱最小上提距離：

ΔL≥ΔL1+ΔL2+ΔL3+ΔL4+ΔL5

按Φ22mm D級抽油桿（管材熱伸長率11.2×10-6m/℃，管材彈性模量2.14×105MPa，材料泊松比0.23）下深960m、注汽壓力16.3MPa、注汽溫度350℃計算，得出抽油桿柱最小上提距離為9.83m。為了保證注汽的正常進行，要求實際操作時上提抽油桿柱9.9m以上。

注：單井管柱設計時需考慮實際抽油桿柱型號及下入深度情況，計算抽油桿柱最小上提距離，以指導現場操作。

4. 井口裝置

春10井區(qū)最大注汽壓力為16.3MPa，注汽溫度為350.84℃。

選用KR21/380熱采井口可滿足要求，其最高工作壓力為21MPa，最高工作溫度380℃。

三、現場初步應用效果分析

（一）現場實施情況

截至目前，春光油田春10井區(qū)第一批30口水平井已經全部完鉆，投產19口，已投產井均采用了隔熱油管+封隔器，環(huán)空注N2注汽隔熱方式；Ф114×76mm隔熱油管+封隔器注采一體化管柱；均勻注汽工藝；桿管扶正防磨工藝；熱敏封隔器以及井下補償器（見表2）。

（二）生產效果分析

由于春光油田春10井區(qū)投產初期鍋爐調試頻繁、氣溫低、工藝管柱和作業(yè)質量問題對熱采效果產生了較大影響（見表3）。

綜上所述，文中所優(yōu)化的注汽工藝對春光油田春10井區(qū)特稠油油藏取得的突破性開發(fā)效果都起到了重要的保障作用，為后續(xù)產能建設方案及國內相似區(qū)塊油藏的開發(fā)具有重要的指導及借鑒意義。

[參考文獻]

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