樂庸軍（中油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010）

前言

洼38塊是遼河斷陷盆地典型的特深層普通特稠油油藏，動用含油面積9.5k m2，動用地質(zhì)儲量3224×104t，采用蒸汽吞吐為主、汽驅(qū)為輔的方式進行開發(fā)。2003年先后在沙三段及東三段油層開展了10個井組蒸汽驅(qū)試驗，為改善小洼油田蒸汽驅(qū)開發(fā)效果，先后在中心注汽井和生產(chǎn)井上開展了高效舉升技術(shù)、吞吐引效等工藝技術(shù)的試驗與研究，累計實施147井次，措施有效率87.7%，實現(xiàn)增油37724t，為蒸汽驅(qū)開發(fā)試驗的實現(xiàn)提供了技術(shù)保障。

一、汽驅(qū)中心井調(diào)剖驅(qū)油技術(shù)

小洼油田沙三段油層厚度大，隨注汽時間和累注量的增加，上部S31油層吸汽比例明顯增加，下部S32油層只有部分吸汽，W36 G 030中心注汽井不同時間吸汽剖面資料顯示，縱向上蒸汽超覆嚴重。

表1 W36G030汽驅(qū)井吸汽剖面測試解釋成果表

為克服縱向上蒸汽超覆現(xiàn)象，封堵高滲透層，調(diào)整油層間吸汽差異，動用中、低滲透層，增大蒸汽在油層內(nèi)的波及系數(shù)，改善蒸汽驅(qū)效果，開展珍珠巖固相顆粒調(diào)堵技術(shù)試驗[1]。

1.藥劑用量設(shè)計

封堵半徑按15m計算,則處理量為:

V0=π R2h φ K=3.14×152×17×0.25×0.65=1950 m3

式中：V0—處理體積m3，R—處理半徑m，h—油層有效厚度m，φ—油層孔隙度，K—受效系數(shù)。

2.施工工藝設(shè)計

共設(shè)計三個段塞實施：第一段塞，注入聚丙烯酰胺2880 m3，固相顆粒280 m3，（珍珠巖），壓力0～2.0 M p a；第二段塞注水玻璃473.66 t（折算315m3）進行封口；第三段塞注入驅(qū)油劑200 m3。

3.效果分析

（1）措施后注汽壓力5M Pa，與措施前相比，升高1 M Pa。

（2）對應(yīng)油井8口，累增油1608 t，措施前日產(chǎn)油12.1t，措施后日產(chǎn)油最高達到22.2 t，平均日增油10.1t。

二、高效舉升技術(shù)

1.根據(jù)油井出液溫度變化，選擇相應(yīng)的耐高溫泵技術(shù)，對于井口溫度>40℃的油井使用陶瓷泵，對于井口溫度<40℃的油井使用金屬補償式抽油泵，對于有出砂歷史井采用耐高溫攜砂抽油泵。

2.在沉沒度大的油井上使用Φ 70 mm高溫泵進行提液；在側(cè)鉆井上使用無接箍耐高溫泵，防止小井眼卡井事故的發(fā)生。

三、吞吐引效技術(shù)

針對蒸汽驅(qū)井組對應(yīng)油井存在的吞吐輪次高、采出程度高、油汽比低等問題，對見效差、供液不足的生產(chǎn)井實施蒸汽吞吐引效，加快建立熱聯(lián)通，使蒸汽驅(qū)井區(qū)的油井全面見效，井組的油層動用更加均勻。

1.分層注汽技術(shù)

分層配注汽管柱是由耐高溫封隔器、配汽閥和隔熱油管組成，按實際需要對各層實施配注。

2.調(diào)堵排一體化技術(shù)

針對吞吐輪次高、主力層系采出程度高、油井高含水、油汽比低等開發(fā)矛盾，實施以高溫三相泡沫調(diào)剖劑為基礎(chǔ)的“調(diào)堵排一體化”技術(shù)。高溫三相調(diào)剖劑是由聚合物凝膠—固相顆粒—表面活性劑組成的綜合體系，在地層中靠三相泡沫體系達到調(diào)剖助排作用[2]。實施32井次，措施有效率72.5%，增油20760 t，改善了蒸汽吞吐后期開發(fā)效果。

3.高溫人工井壁防砂技術(shù)

蒸汽驅(qū)生產(chǎn)井組在連續(xù)注蒸汽后，東三油層出砂進一步加劇，為確保油井正常生產(chǎn)，通過壓裂車組，將耐高溫樹脂砂由攜砂液攜帶至井底，在高壓作用下，將混砂液擠入地層虧空處，樹脂砂從混砂液中脫離出來，逐漸堆積形成人工堆砂帶，在溫度作用下，樹脂砂表面的樹脂先軟化后固化，在井筒周圍形成具有一定強度及滲透性的人工井壁，起到通油擋砂的作用，共實施6口井，增油6292 t。

四、H2S綜合防治

1.H2S成因機理分析

H2S成因機理分為3大類5種成因：生物成因（生物降解、微生物硫酸鹽還原）、熱化學成因（熱分解、硫酸鹽熱化學還原）和火山噴發(fā)成因。由于蒸汽驅(qū)和蒸汽吞吐是一個相對穩(wěn)定的高溫高壓過程（200℃），因此小洼油田次生H2S屬熱化學成因，即含硫化合物熱分解和硫酸鹽熱化學還原[3]。小洼油田H2S主要分布在沙三段和東三段蒸汽驅(qū)井組內(nèi)。其中熱采時間越長，累積注汽量越高，產(chǎn)出H2S井數(shù)越多；出井溫度越高，H2S含量越高；汽驅(qū)井組中硫化氫含量達到1～75000 mg/m3。

2.H2S綜合防治

通過在轉(zhuǎn)油站安裝除硫塔，對油井產(chǎn)出的天然氣進行脫硫處理；在現(xiàn)場采用移動式脫硫車進行脫硫后外排；應(yīng)用加熱爐熄滅斷氣保護裝置，在原燃燒器燃燒頭處安裝火焰監(jiān)測器，當點火不成功或運行中意外熄火時，自動切斷燃氣供給，并自動報警；在長停井安裝封井器和井口防盜裝置等一系列措施滿足了小洼油田H2S防護的基本需求。

結(jié)論

1.通過對汽驅(qū)中心井實施調(diào)剖驅(qū)油技術(shù)，改善小洼油田蒸汽驅(qū)的試驗效果。

2.在汽驅(qū)受效井開展多項工藝技術(shù)的試驗與研究，形成了蒸汽驅(qū)開發(fā)配套工藝技術(shù)體系，為油田進一步轉(zhuǎn)換開發(fā)模式奠定了堅實的技術(shù)基礎(chǔ)。

3.研究了蒸汽驅(qū)H2S成因，綜合應(yīng)用了適應(yīng)小洼油田蒸汽驅(qū)特點的H2S防控技術(shù)，保證了生產(chǎn)安全。

[1]常子恒.石油勘探開發(fā)技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2001,11(1):513～529.

[2]張慶昌,劉巖,陶萍.金馬油田勘探與開發(fā)[M].沈陽:遼寧科學技術(shù)出版社,2008,12(1):80～83.

[3]馬強.小洼油田硫化氫產(chǎn)生機理及治理措施.特種油氣藏2009,12(增刊):118～120.