浅谈塔河油田稠油开采中的难题与对策
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【摘 要】塔河油田稠油开采采用井筒降粘工艺，目前以掺稀降粘为主。稠油开采面临稀油资源相对紧缺、修井过程中稠油堵井筒、生产过程中稠油凝管等难题。本文探讨了复合化学降粘、微生物井筒降粘对塔河稠油开采的适用性，提出往复泵、大排量深抽电泵等技术以解决低产能特稠油井的机械举升难题。
【关键词】塔河油田；掺稀降粘；稠油凝管；机械举升
（1）过度依赖稀油资源。全厂目前共有稠油井242口，其中掺稀降粘井238口，占98.35％。化学降粘2006年开始室内实验，2008年开展现场试验至今，因其广普性差，现场推广应用难度大。电加热技术因下深受限，易出故障而难以推广应用。（2）现场管理难度大。第一，新开井掺稀量下调难度大。新开井套压一般在15MPa以上，只能采用高压掺稀的泵车掺稀，其排量≥6m3/h，当实际所需掺稀量＜6m3/h时，就无法实现下调。因设备限制，造成新开井掺稀量过大，浪费大量稀油。第二，柱塞泵注入量波动。稀油注入量主要由柱塞泵的针形阀控制，由于柱塞泵在工作中导致的注入量不足而凝管或注入量过大浪费稀油。第三，稠油凝管现象时有发生。稠油凝管是一直困扰着现场管理的难题，处理难度大、周期长、费用高，且严重影响生产。（3）机械举升困难。第一，无适应低产能特稠油井深抽的工艺。随着地层能量的下降，深抽已成为目前提高油田采收率的重要方向，12区特稠油井掺稀量大，对于液面低的井小排量泵不能满足生产要求，大排量泵因受抽油杆抗疲劳强度限制，下深深度受限，目前无适应低产能特稠油井深抽的工艺。第二，油稠导致检泵周期短。统计数据表明：随着原油物性不断变稠，机采井的检泵周期随之缩短，因此，原油物性差是目前影响检泵周期的主要因素。原油物性相对较稀的塔河六区平均检泵周期最长，为633天，超稠油区平均检泵周期最短，仅为305天。（4）修井作业难度大。第一，压井过程中，稠油进井筒。塔河油田转抽作业时地层还具有较强能量，采用常规的平推、循环压井时，会形成对地层能量的补充，通过重力分异作用稠油随之进入井筒造成凝管。第二，施工过程中稠油堵井筒。在施工过程中，在重力分异作用下，相对重的压井液沉入地层，相对轻的稠油浮入井筒。最后将井筒上部堵死，使起、下钻无法连续进行。
二、应对稠油开采难题的对策探讨
（1）发展多元稠油开采技术。第一，开展复合化学降粘研究。水溶性化学降粘将稠油采出后，油溶性化学降粘只适用于含水低于10％的油井，两种降粘方式广普性都差；复合化学降粘可适用于不同含水的油井，同时可达到降低稠油降粘的目的，更适用于塔河稠油降粘。第二，试验微生物井筒降粘。相对水溶性化学降粘，微生物降粘可一次性解决地面集输的问题。但由于受温度的限制，目前基本只能实现地面微生物降粘，因此，塔河油田微生物降粘可从低粘度、浅泵挂（温度相对低）的机采井入手，逐步向高粘度发展，解决部分油井井筒降粘问题。第三，试验以导热油为介质的热采技术。塔河油田主要试验的热采技术为电加热，其加热深度超过3000m后，难以正常运行，适应性较差。导热油加热温度可大于350℃，在地面加热后通过双管、平行管等方式循环至稠油能流动深度，对其加热，改善流动性，让稠油顺利举升至地面。（2）提高掺稀现场控制技术水平。第一，改进工艺，有效控制新开井掺稀量。泵车掺稀时存在排量大，为解决这一问题，在泵车掺稀时加装回流装置。第二，改进技术，稳定注入量。将原针形阀进行改进，加入销杆、销槽结构。从而将阀杆与阀体固定，达到稳定注入量的目的。（3）不断研发新工艺，解决机械举升难题。第一，合理应用混配器，提高有效泵效。在适当时机，在高注采比井中应用混配器，提高有效泵效。第二，不断试验新工艺，攻克稠油深抽难题。研发稠油掺稀接力举升装置和5000m超深小排量深抽电泵。下步研究重点放在抽油机减载器、大型抽油机、液压动力往复泵、电动力往复泵、大排量深抽电泵断创新。（4）加强压井技术现场控制，研究新的压井液体系。根据稠油的特性，建议研制具有以下特点的压井液体系：与稠油的相容性好，且不伤害油层；密度可以随着地层压力与漏失情况进行。
三、结论与建议
塔河油田是具有世界级开采难题的“两超、五高”油藏，目前已初步形成适应油田开采的技术系列。其将主要体现在稀油资源紧缺、超深超稠油机械举升困难、超深超稠油复杂井下技术状况作业困难这三方面。为不断提高稠油井的开发水平，针对以上三方面问题，通过对现场技术的改进和对管理的改革，能解决一些生产中的难题。但如复合化学降粘、微生物井筒降粘、导热油热采技术、大排量深抽电泵、大型抽油机与抽油杆减载配套应用、往复泵、稠油井压井液体系等技术还有待进一步攻关与创新。
参 考 文 献
[1]张金波．微生物降粘提高稠油采收率技术初探[J]．钻采工艺．2003（4）
[2]冯蕾．导热油技术及其应用实例[J]．油．2005（6）
[3]王宏华．抽油机减载器在中原油田的应用[J]．内蒙古石油化工．2008年（9）