孤东油田稠油区块单井掺水工艺参数优化研究
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摘 要：介绍了孤东油田稠油井掺水生产现状，分析了存在的问题和原因，提出了稠油区块单井掺水原则，并进行了掺水工艺的优化后，取得了较好的生产效果，对同类型稠油区块具有一定的借鉴意义。
关键词：稠油 掺水 优化
1 引言
稠油在开采过程中主要表现出两大问题，一是在油层中流动性差，原油流入井筒困难，需要有高的驱动能量，且油层中气、水的粘滞指进严重，最终采收率低，目前国内外解决这一问题的主要手段是采取热处理油层（如注蒸汽和火烧油层等）和改善驱油介质性能（如注气体混相驱、注空气混相与氧化驱、化学剂驱等）等技术；二是对于在油藏温度和压力条件下能够流入井筒的原油，由于其在井筒向上流动过程中的温度、压力的降低及脱气等影响，使得其在井筒中流动性恶化，油井生产过程中相应地要求有较高的井底流压，同时，井筒中流体流动阻力大也给抽油设备的工作造成很大困难，对于这一问题，主要是选择合适的改善井筒流动条件的技术、采用常规抽油工艺进行生产。
目前孤东采油厂稠油开采主要的举升方式是油套环空掺热污水工艺，同时辅助以电加热工艺、空心杆掺水等工艺，对于油套环空掺热污水工艺，掺水量、掺水温度的确定对井筒举升效果起决定性影响，掺水量过少，掺水温度低则无法达到掺水降粘的效果，掺水量过高或加热温度过高则造成资源及成本的浪费，因此有必要对该工艺实施过程中的掺水量、掺水温度进行优化。
2 孤东稠油区块掺水井状况
孤东目前主力稠油区块九区、KD521、KD53块等区块共有泵上掺水井96口，平均日掺水24.8m3，具体情况见表1。
孤东油田泵上掺水的96口井由于注汽转周作业、杆断等原因关井12口，在开井84口，由于节电停井2口（K92X8C、K92-5），由于高含水停掺水3口井（K92X11、K92-14、K92X18），3口井含水均在95%左右，且产出液温度都较高，井口回压较低，均为0.3MPa，生产正常。
其余79口井目前掺水生产，平均掺水压力1.3MPa，井口掺水温度44.4℃，平均单井日掺水量24.8m3，平均日产液21.6t，日油3.7t，含水82.9%，平均井口混合产出液温度41℃，混合液平均含水92.0%，井口回压0.7MPa，从总的情况看，目前孤东稠油掺水井普遍存在掺水温度相对较低，掺水量较高的问题，从原因分析，这与目前稠油井含水较高，地面配套不完善有关系。
2.1掺水温度低影响稠油井采油时率
从稠油的流变实验和孤东稠油粘温曲线分析，孤东稠油随着温度的变化，油水混合物的粘度变化显著，当井筒油水混合物温度低于50℃时，其粘度相对较高，且随温度变化大，高于50℃后，粘度趋于一个较低值，便于开采，因此要求油水混合产出液温度高于50℃，目前孤东泵上掺水生产的79口井，普遍存在掺水温度较低的情况，导致井口产出液温度较低，平均41℃，其中产出液温度在50℃以上的井有13口井，占总井数的16.5%，产出液温度低于35℃的有15口井，这15口井在原油进站前可能发生粘壁现象，造成井口回压高，外输困难，其中有6口井产出液温度低于30℃，这6口井在举升过程中可能发生粘壁现象，造成举升困难，具体情况见表2。
掺水井中有17口井平均掺水温度34.6℃，井口产出液温度31.1℃，回压0.9MPa，较其他62口井的平均回压0.6MPa高0.3MPa，平均日产液较其他62口井的22.9t低5.1t，17口井采油时率相对其他62口井偏低。
2.2掺水量偏高致资源浪费
从稠油流变实验确定，混合液含水达到90%以上，即可满足生产需要，从79口井的混合液含水情况看，混合液含水在95%以上的井有26口井，占总井数的32.9%，这三分之一的井基本存在掺水量偏高，成本浪费现象，另有3口井混合液含水低于80%，掺水量略有不足（表3）。
这类掺水井中，26口井平均混合液含水96.9%，平均单井日掺水26.9m3，掺水量相对较高，其中11口井混合液含水在98%以上，KD5-31井混合液含水100%，日掺水23.6m3，目前已停掺水。
3.1掺水井掺水优化管理原则
孤东稠油掺水优化管理，确定温度是前提，优化调水是手段，确保举升和降低井口回压是目的。在掺水量优化管理上实施“四分三定”管理法，即：分区块、分物性、分周期、分季节制定掺水原则、掺水标准、掺水优化流程，形成了一块一法、一井一策的掺水优化管理模式。
分区块、分物性制定掺水原则。按照不同区块、稠油物性，制定掺水标准模板，依据区块稠油的粘壁温度和含水不敏感点，合理确定掺水温度和掺水量，根据“回压最低”生产保障原则、“最低掺水量”效益原则，确定每口井的瞬时掺水值。
逐井分周期、分季节优化掺水量。对每口掺水井，分周期、分季节优化掺水量，建立分时段专人专责掺水调控制度在不同时段都有专人负责调水，油井掺水做到了随季节变化、随转周周期和转周开井时间变化、甚至早晚温度不同都能进行优化调整。为每口井制定掺水优化卡，现场挂牌，操作人员按牌调水。
3.2掺水优化设计
掺水优化设计是在掺水量确定的情况下，依据能量平衡方程和实验得出的流体粘度回归方程及井筒温度场计算模型计算出的掺水温度，现场优化时根据油井产出液量、含水优化掺水量，同时借鉴原掺水情况，依据热量计算公式Q=Cmt调整掺水温度，由于井口混合液温度要求大于50℃，根据地面管输温降公式推算，进站温度可以确保高于稠油粘壁温度30℃，因此在这不考虑稠油粘壁问题。
以KD641X1井为例，该井日液31.9t，日油6t，含水81.1%，日掺水16.7t，掺水温度42℃，井口混合液出口温度42℃，要达到混合液含水90%，井口混合液温度50℃，依据含水率计算公式算的需日掺水28.1m3，根据热量计算公式计算掺水温度为57.8℃，该井需升温提水。（该井掺水温度与混合液温度相同的原因与地层温度和转周时间不长有关系）
按上述优化方法，对79口井掺水进行了优化，确定了掺水温度和掺水量（表4）。
通过对79口井掺水优化，建议对8口高含水井停掺水生产，13口井不进行调整，其余井进行掺水优化调整，从总的趋势看，平均单井掺水升温15℃，单井降水3.8m3，分析原因为产出液平均温度较低和经过多轮次生产后油井含水上升导致的。
稠油井掺水在优化的基础上，现场掺水还要根据单井状况的不同和地面配套程度进行适当的调整，对于刚注汽开井的井，由于地层温度高，可降低掺水温度，保证掺水量即可；对于高含水井，可适当下调掺水量和掺水温度，确保油井正常生产即可。
同时根据区块的不同，应相应的调整掺水方案，因为虽然孤东稠油50℃脱水脱气后原油粘度并不高(2000-30000 mPa.s)，但部分井产出液形成W/O型的乳状液，增大了原油粘度，导致流动性变差，为此需相应调整掺水方案。
实际操作中，对于K92块、KD60块、KD641、GD828块原油粘度较高井，根据每口井不同阶段的不同需要，逐井分析，逐井采取对策，井口掺水升温到55～71℃；对于GD827块、KD521、KD53、九区等粘度较小区块可适当下调掺水温度，要求90%的井满足井口掺水温度50～60℃，混合液温度高于40℃以上。
4 .几点认识
（1）掺水降粘是经济有效的稠油地面集油工艺，但要保证集油温度高于粘壁温度。稠油井管理中要做好升温和保温工作。
（2）稠油井生产状态变化频繁，掺水量要动态优化。
（3）对敏感性稠油和特稠油，采取井筒升温、掺水、加降粘剂等改善稠油流动性措施，可以有效延长转周周期，提高周期产油量。
（4）总的掺水原则是产出液温度控制在50℃以上，掺入水量以保证井筒内油水混合物的含水率大于90%为宜。
参考文献:
[1]王文驭 程天阁 等泵上掺水技术在孤东油田稠油开采中的试验和应用 《特种油气藏》2000 第4期.
[2]王鸿膺 寇杰 张传农河口稠油掺水降粘输送试验研究 《油气储运》 2005 第3期.
[3]寇杰 宫敬 黄玉惠稠油掺水集输水利热力耦合模型与现场试验研究 《油气田地面工程》 2008 第2期.
作者简介:
赵海英（1977.省略