作业监督加强现场监管,确保增产增效。 通讯员 肖金禄 摄
赵文勋介绍,这种原油在50摄氏度条件下黏度达到25万毫帕/秒,属于特超稠油,采用常规注汽热采技术开发,周期产油不到200吨,油汽比小于0.1,也就是说注1吨蒸汽换不来0.1吨油。
然而,他们采用HDCS(水平井+降黏剂+二氧化碳+蒸汽)技术,使单113平4井投产初期日产油达到28吨,目前日产油4.7吨,累计生产原油2784吨,实现效益开发。
作为国内最早开发稠油的油田企业之一,滨南采油厂发扬“油稠人不愁、热情融稠油”的精神,持续攻关稠油高效开采技术,实现年产稠油70余万吨,截至今年9月底已累计生产稠油2259万余吨,占中国石化稠油年产量的近1/7。
本报记者 顾松
通讯员 许庆勇
持续攻关
使稠油成上产“顶梁柱”
滨南采油厂的稠油素有“老、大、难”之称。
所谓老,即开发时间长。1984年9月,单家寺油田第一口注蒸汽吞吐井——特稠油井单2-2-1井开始注蒸汽试验,第一周期累计生产稠油1.7万吨。从此,单家寺油田全面投入开发,是胜利油田第一个热采开发的稠油油田。
大,即稠油体量大。探明和动用稠油储量均占滨南采油厂总储量的1/4以上。储量大,产量也高。1991年,该厂年产稠油96.6万吨,在全国较早建成百万吨级稠油油田,占全厂总产量的1/3以上。目前,该厂年产稠油70余万吨。
难,即开发难度大。稠、多、薄、水、敏、高,这6个特点决定滨南采油厂稠油开发的高难度。
先天不足,后天弥补。30多年来,滨南采油厂坚持把技术创新作为打开地下黑色宝藏的“金钥匙”,经过不懈探索,创新形成具有滨南特色的超稠油开发、敏感性稠油开发等系列技术。
“六五”“七五”期间,国家重点科研攻关项目“单2断块蒸汽吞吐先导试验”和“单2断块蒸汽驱先导试验”,攻克了特稠油油藏开发难关,支撑了大规模工业化开采。
随后,该厂先后开展超稠油油藏蒸汽吞吐开发先导试验、蒸汽驱先导试验,为黏度更高的超稠油油藏开发提供了技术支撑。
黏度最高的特超稠油是最难啃的“硬骨头”。技术人员通过横向集成创新,形成HDCS技术:超过300摄氏度的蒸汽和降黏剂一起,可以使黏稠的原油变得易于流动；二氧化碳,可以为蒸汽提供一个保温层,避免热量损失；水平井,可以解放油层厚度只有2-3米的边际油藏。
此外,技术人员还研发了水平井+水平井、水平井+分支水平井、水平井分层精细开发等不同稠油油藏开发技术,以及水平井均匀注汽等配套工艺,使难动用的单家寺超稠油储量得以有效乃至高效动用。
即便再黏稠,单家寺油田的稠油也还是“正常”的稠油。在王庄油田,稠油则变得极为敏感。储层就像“含羞草”,一遇水就膨胀,一膨胀就把储层里原油流动的孔道堵住了。
不仅对水敏感,王庄稠油对流速、盐、酸、碱都敏感,属于“五敏”油藏,再加上储层薄、泥质含量高,在油井作业、注汽过程中会导致储层渗透率急剧下降,最终致使油井低产甚至没有产量。由于国内外均无成功开采先例,王庄油田一度空有储量却无法动用。
眼看一块“肥肉”却吃不到,技术人员急在心头。他们开展油层保护、防砂工艺、提高注汽质量三项“五敏”稠油油藏技术攻关,配套应用挤压砾石充填复合防砂和压裂防砂等工艺技术,最终成功实现王庄敏感性稠油的工业化开采。截至目前,王庄油田敏感性稠油已动用地质储量3000多万吨,累计产油500余万吨。
得益于稠油开发技术不断突破,滨南厂稠油产量从1999年的32.5万吨增至2018年的73.1万吨,成为该厂连续16年稳产的“顶梁柱”。
低成本新技术
为开发效益“健体”
稠油帮助滨南采油厂连续上产,但同时也是稳产的最大风险,因为稠油自然递减率比稀油高得多。
1984年到1990年,单家寺稠油油田投入开发,滨南采油厂实现快速上产。而1991年到1999年,同样由于单家寺稠油快速递减,该厂产量跌至低谷。2000年以来,又得益于单家寺超稠油、王庄敏感性稠油相继动用,该厂又实现大幅上产。可以说,成也稠油,败也稠油。
基于此,低油价以来,滨南采油厂针对稠油产量占比偏高、效益稳产风险和难度大的问题,一方面优化稠油产量,另一方面加大低成本技术攻关力度。今年上半年,该厂稠油吨油完全成本比2015年降低89.6元。
稠油热采,主要是制蒸汽成本高,热采注汽系统成本占总成本的65%以上。提高蒸汽热效率,成为稠油效益开发的关键。
经过30多年蒸汽吞吐开发,地下仍有大量剩余油,但蒸汽流场分布不均,油井汽窜加剧,导致蒸汽热效率低。
如何堵住地层大孔道,让蒸汽改道走剩余油多的地层?技术人员创新集成稠油蒸汽流场调整技术系列。
纵向差异调剖面。他们将水驱开发理念嫁接到稠油开发上,变笼统注汽为分层注汽。针对油层多、差异大的油井,他们采用分层注汽、分注合采和氮气泡沫调剖等技术,实现精细化、个性化注汽,把蒸汽注入剩余油富集的小层,有效解决不同层系油藏吸汽“吃大锅饭”的问题。近年来,该厂实施分层注汽、氮气泡沫调剖40井次,油汽比提高0.07,阶段增油4770吨。
平面汽窜调流线。稠油老区经过多轮次蒸汽吞吐开发,油井汽窜加剧,不仅影响邻井产量,而且大幅降低蒸汽热利用率。技术人员采取组合吞吐、间歇汽驱、耐温凝胶封窜等技术,有效调整蒸汽流场,缓解井间热干扰。近年来,该厂应用组合式蒸汽吞吐技术,调整平面高耗汽条带,共实施59口井,覆盖地质储量314万吨,汽窜井次由45口降为22口,累计增油3478吨,综合含水率下降3.8个百分点,阶段油汽比提高0.05。
创新应用三相泡沫体系。随着吞吐轮次增加,储层非均质性加剧,边底水入侵严重,单纯泡沫强度达不到调剖要求。技术人员研发“氮气+泡沫+凝胶”三相泡沫体系,既提高了泡沫强度,又规避了凝胶类堵剂笼统封堵伤害油层的风险。近年来,该技术在滨南厂内外推广应用10个井组,阶段油汽比提高0.04,增油7950吨。
变“排砂”为“防砂”。针对王庄油田细粉砂堵塞油井、油井出砂或套损严重等难题,滨南采油厂先后在21口出砂井应用水力排砂工艺,平均单井日产油由3.8吨升至7.9吨,阶段增油2.48万吨；在6口套损井应用水力排砂工艺,恢复日产油能力27吨,阶段产油7200多吨。
“通过科技创新降低盈亏平衡点,增强企业竞争力和可持续发展能力,既是立足当前‘谋一时’,更是登高望远‘谋长远’。”在滨南采油厂厂长王跃刚看来,多下苦功夫、真功夫,多储备一些科技“备胎”,才能掌握发展主动权,从容前行,实现可持续高质量发展。
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