今年以来,纯梁采油厂工艺所转变稠油开发理念和开发方式,不仅为稠油绿色高效开发指明了方向,也为纯梁油区1889万吨稠油储量的二次效益动用迎来了春天。
本报记者 崔立慧
通讯员 王蕊仙 郭正雅
低采收率的窘境
纯梁采油厂油藏类型复杂,低渗、高渗、滩坝砂、稠油油藏等交叉分布,其中稠油油藏主要集中在高青油田北坡和金家南斜坡。受粘度高、密度大、地层流动阻力大等因素影响,稠油油藏开采时驱油效率较低,产量仅占全厂15%左右。
2006年,先后投产的高424、高96、通38-10等9个稠油区块,以蒸汽吞吐开发方式为主,经历了试验起步、快速上产、集成攻关三个阶段。尤其是2013年开始,他们创新形成的压裂防砂+酸洗+热采的开发模式,有效动用通38-10块600多万吨低渗敏感性稠油油藏储量,不断提高热利用率、挖潜非主力层潜力,稠油产量占到采油厂总产量的20%,成为纯梁厂原油生产主力区块。
随着开发时间的延长,稠油井在进行多轮次蒸汽吞吐开发中出现了周期油汽比逐渐降低、汽窜、油井含水上升、注汽成本升高等问题。据了解,纯梁稠油油藏特点是油层薄、物性差、泥质含量高,又有边底水,各类矛盾突出,加之经历油价断崖式下跌、燃料气价攀升,一口稠油注汽井的成本由2015年的40万增加到目前的60—80万,这导致全厂184口稠油井中有效益的转周井仅有不到20口,许多稠油井因热采吞吐后期无产量导致自然停产。
面对着1889万吨的稠油储量,纯梁厂副厂长于法珍看在眼里,急在心里。
深入研究明确方向
“既然开采一段时间后热采达不到效果,可不可以尝试冷采?”纯梁厂首席专家乜冠祯向技术团队提出转变思路。
由于蒸汽吞吐需要将水加热为水蒸汽,利用高温等作用将稠油变稀,使之流出井筒,但工艺需要经过水处理、加热、注入、焖井、回采等过程,耗时长、用水用电和燃料气消耗高。然而,冷采吞吐只需将降粘剂注入层内,焖井、回采即可,与蒸汽吞吐相比无需燃气加热水蒸汽和二氧化碳注入,有效减少碳排放,实现绿色环保开发。2018年伊始,工艺所副所长孟晓锋带领技术团队转变开发思路,由蒸汽吞吐转为冷采吞吐,多次尝试水溶性降粘剂冷采吞吐模式,但是地底的稠油仍然无动于衷,开井后均低液高含水不见油。
“纯梁的稠油储层条件太差,根本就不适合降粘冷采。”孟晓锋说,在其它采油厂应用效果不错的降粘剂到了纯梁厂却遭“冷遇”,各种类型降粘剂冷采毫无效果,这导致稠油冷采一度陷入困境。
2019年,油田党委扩大会在细化落实“两个三年、两个十年”的战略部署中指出,要大力实施稠油冷采技术,这既是冲锋号,也是集结号。
采油厂专家在带领工艺技术人员大量分析前期冷采施工资料、调研查阅相关文献时发现,纯梁厂稠油区块泥质含量高、敏感性强,大剂量的水溶性降粘剂溶液挤入地层后造成粘土膨胀使渗透率降低,造成二次水伤害,开井后地层供液能力变差是导致稠油冷采低效的主要原因。
经过室内试验评价发现,常规水溶性降粘剂易溶于水而不易溶于油,这导致降粘剂进入地层后只能在水体中扩散,无法在原油中自扩散,油水接触面上的降粘剂浓度变低,起不到降粘作用。
纯梁厂工艺所所长杨广雷认为,上述论据意味着,只有提高降粘剂的自扩散性能和解决水敏问题,才能确保冷采效果。
为稠油开采解“愁”
“既然水溶性降粘剂实验已经山穷水尽,能不能尝试油溶性降粘剂呢?”孟晓锋和技术人员转变常规稠油井冷采思路,经过与工程院联合攻关、反复论证后,提出了应用“酸洗+自扩散油溶性降粘剂+二氧化碳”吞吐模式实施降粘冷采。
他们利用旋转水射流充分解堵、油溶性降粘剂在原油中扩散能力强且不会导致水敏的特点实现高效降粘吞吐。期间,他们根据每口井原油物性条件配置相应的油溶性降粘剂,利用室内实验评价降粘效果,陆续实施稠油冷采井12口,预计年累增油2900吨,当年创效338万元。
实践证明,纯梁厂工艺技术人员结合工作实际,认识落实采油厂“转观念、找差距、名措施、抓落实”专项教育,为纯梁稠油效益开发开启了一扇新的大门,也为1889万吨稠油储量的二次效益动用迎来了春天。
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