赵永仁

（中国石油辽河油田锦州采油厂，凌海 121209）

稠油螺杆泵周期性冷采-注蒸汽优化研究

赵永仁

（中国石油辽河油田锦州采油厂，凌海 121209）

辽河油田锦州采油厂稠油螺杆泵冷采-热采取得了很好的增油效果，需要优化下入和起出螺杆泵的条件，确定适合冷采-热采的油藏和工艺条件。通过实验研究结合现场施工工艺分析，研究蒸汽吞吐、冷采、蒸汽吞吐-冷采交替下的采收率，提出一套下入和起出螺杆泵的油藏、工艺及经济条件。

稠油；冷采；热采；周期采收率

目前辽河油田锦州采油厂稠油螺杆泵冷采过程中发现，使用螺杆泵开采稠油，在一定时间内取得了很好的增油效果。但随着开采时间的增加，增油效果变差，再注蒸汽后，采用螺杆泵开采，又能见到增油效果。这是由于注入热流体降低了稠油黏度，使稠油易于流动，螺杆泵开采时螺杆泵连续的抽吸［1-3］，稠油形成稳定的流动油带，油滴被启动而增溶到油带中，油带具有很好的流动能力，起到了增油降水的作用。为了优化下入和起出螺杆泵的条件，对于适合螺杆泵冷采-热采的地层及工艺条件需要进行深入的研究，优选适合周期性冷采-热采的地层及工艺等条件，以获得最大的经济效益。

1 不同开发方式的采收率实验

1.1 稠油蒸汽吞吐采收率

（1）蒸汽吞吐实验及示意图

实验装置由恒温箱，平流泵，分别装油水的中间容器，岩心夹持器，高温高压蒸汽发生器，回压阀和量筒组成。岩心夹持器可以装30cm×4.5cm×4.5cm的岩心。岩心横截面都是20.25cm2。岩心为人造砂岩岩心。岩心渗透率1～3μm2（模拟锦91块）。回压阀是为了模拟井底压力。实验装置示意图如图1所示。

图1 不同开发方式的采收率实验示意图

（2）蒸汽吞吐实验步骤

根据实际生产数据，设计了如下的实验步骤：

①岩心气测渗透率测量，抽真空饱和水，测量孔隙度；

②注入稠油饱和岩心，驱替出地层水67.1%，即岩心油饱和度为67.1%。最后注入压力和出口压力要稳定到地层压力3.5MPa，模拟上覆岩层压力的围压要大于地层压力2MPa，恒温6h；

③根据现场实际注入情况，恒速(4mL/min)注入325℃、3.5MPa、干度 65%的蒸汽直到压力达4.5MPa，围压随着注入压力的增加而增加，最终维持大于注入压力2MPa；

④关闭阀门，焖井6h；

⑤注入压力通过恒压泵设定为4.5MPa，回压（生产压差）设定为1MPa，周期性（40s）的打开和关闭出口阀门，直至无稠油产出，测量该蒸汽吞吐周期的采收率；

⑥重复③～⑤，完成下一个蒸汽吞吐周期。

蒸汽吞吐的岩心基本数据:长度29.5cm,渗透率1 077μm2，含油饱和度 67.1%。

表1 不同蒸汽吞吐周期的采收率

可见，在该渗透率及稠油饱和度和稠油黏度条件下，较高产油量主要集中在2～8周期，蒸汽吞吐的采收率约19%。

1.2 稠油冷采采收率

实验利用恒压泵用水驱替饱和油的岩心，每隔1h记录产出原油，计算恒压驱替的采收率，模拟螺杆泵稳定抽油过程。锦91块渗透率1.0～3.0μm2，实验岩心气测渗透率1.52μm2，孔隙度30.2%。实验装置在恒温箱中，稠油黏度在50℃时为638mPa·s。

表2 螺杆泵冷采的采收率

从表2可见，水驱突破后随着驱替压力梯度的增加，采收率增加缓慢，水沿着窜流通道窜出。

1.3 蒸汽吞吐和冷采交替采收率

在现有的采出程度（37.8%）下，进行蒸汽吞吐和冷采交替，实验步骤如下：

（1）岩心气测渗透率测量，抽真空饱和水，测量孔隙度；

（2）注入稠油饱和岩心、驱替出地层水67.1%，即含油饱和度为67.1%（根据“锦45块开发志”综合数据）。最后注入压力和出口压力要稳定到地层压力3.5MPa，模拟上覆岩层压力的围压要大于地层压力2MPa，恒温 6h；

（3）根据现场实际注入情况，恒速(4mL/min)注入 325℃、3.5MPa、干度 65%的蒸汽直到压力达4.5MPa，围压随着注入压力的增加而增加，最终维持大于注入压力2MPa；

（4）关闭阀门，焖井 6h；

（5）注入压力通过恒压泵设定为4.5MPa，回压（生产压差）设定为1MPa，周期性（40s）的打开和关闭出口阀门，直至无稠油产出（无油产出，即已经没有蒸汽吞吐作用，只剩下由于抽油泵周期性开采造成的稠油流动停滞造成的流动不连续影响），记录该蒸汽吞吐周期的采收率；

（7）重复（3）～（6），完成下一个蒸汽吞吐-冷采交替。

蒸汽吞吐-冷采交替岩心基本数据:长度29.5cm,渗透率1 045μm2，含油饱和度67.1%。

表3 不同蒸汽吞吐-冷采周期的采收率%

表4 不同蒸汽吞吐周期的含水率%

热采周期产油量随周期数增加先上升，然后又下降，较高产油量主要集中在第2～8周期。根据实验数据，蒸汽吞吐比周期性冷采-热采平均采收率低1.1%。可见由于螺杆泵只是在近井地带起作用，提高的采收率有限。由于在2～8周期稠油产量大些，螺杆泵在此时下入更容易引导稠油的流动，因此最适宜的下入含水饱和度是在34%～47%之间。但是要考虑起换螺杆泵的作业成本等花费。

2 下入和起出螺杆泵的条件

2.1 下入螺杆泵的条件

（1）携砂冷采适用的油藏条件

稠油冷采技术适用的油藏范围较广，对于油层厚度、原油黏度和油藏压力没有明显的限制，油藏的埋深以满足螺杆泵的扬程为宜。只要油层胶结疏松、地层原油中含有一定溶解气量，距边底水较远的稠油油藏均可采用该技术。这里根据稠油出砂冷采的室内机理实验和国内外应用的现场经验，对油藏参数进行了评价，以做出油藏筛选标准。

（2）油藏埋深及油藏压力

由于携砂冷采技术是利用了地层能量，所以一般认为初始油层压力不应太低，压力越高越易造成较大的压力下降，这对出砂以及泡沫油的形成都有利。稠油存在启动压力，根据第2节的研究已经给出了在一定黏度（温度）下，不同渗透率的稠油启动压力梯度，同时根据锦州采油厂提供的数据：注蒸汽加热半径 40～61m，泄油半径 56～70m，可以计算出稠油启动需要的最低生产压差。如渗透率0.766 7 μm2的地层在温度30、50、80℃下的启动压力梯度分别为0.135、0.054 576 54、0.035 2MPa/m，则生产压差最少分别为7.5、3、2.0MPa稠油才能启动。而80℃时对于渗透率1×10-3μm2的地层，稠油启动的压差为1.6 MPa。根据地层温度下稠油黏度和渗透率确定稠油的启动压力，来确定最低的油层压力。

如果稠油启动压力不足，通过注入热流体可以降低稠油黏度，增加地层压力，降低启动压力梯度，这样就可以启动稠油。因此，下入螺杆泵开采稠油，油藏深度取决于稠油启动压力梯度和地层压力，需要计算来判断。

问题中隐含∠BOA=90°，知道O(0，0)，抛物线y=x2，∠AOB=90°，由AB经过定点此时m=0，n=0，a=1，b=0，c=0，代入发现定点为(0，1)，利用这一点，问题就很好解决.

油藏埋深的上限标准主要取决于举升技术的水平。

（3）油层厚度

油层太薄，开采经济效益差。此外，油层太薄也不利“蚯蚓洞”网络的形成。一般认为携砂冷采的油层厚度应大于3m。

（4）原油黏度、密度、储层温度、渗透率

原油黏度与其携砂能力以及泡沫油的稳定性有关，黏度越高其携砂能力越强，所形成的泡沫油越稳定，但黏度过高又会失去流动性，其含气量一般也少；原油密度越高，油气间的界面张力越高，从而导致临界气饱和度较高，泡沫油更加稳定。目前国内外应用携砂冷采的油藏脱气黏度大致在1 000～5 000mPa·s，脱气原油的密度为0.92～0.98g/cm3。地层温度与稠油黏度密切相关，可以通过黏度和温度的关系进行估算。

储层渗透率低时，几乎没有油产出；随着储层渗透率的增加，油产出量增加。根据启动压力来确定原油的黏度，即从地层渗透率、地层压力换算的启动压力来确定原油的黏度，如果计算的黏度小于实际地层的黏度，则稠油很难被启动；同样可以根据启动压力来确定储层渗透率，即从原油黏度、地层压力反算渗透率，如果储层渗透率小于计算的渗透率，则稠油启动困难。

（5）原始溶解气油比

一般认为，携砂冷采的稠油油藏应含有一定的溶解气量，因为溶解气能使地层中形成稳定的泡沫油，使原油膨胀，黏度下降，易于流动，不但提供驱动能量，而且提高采收率。

气油比可以改变稠油黏度，因此影响稠油启动压力，这样根据不同气油比下的稠油黏度计算稠油启动压力梯度，确定最低的地层压力。气油比太低稠油降黏有限，没有提供足够的驱动能量，提高采收率有限；气油比太高必须考虑抽油泵、螺杆泵的排气能力。一般认为，溶解气油比为10m3/t左右为宜，但是气油比是油藏本身存在的条件不是我们可以控制的，即使注入蒸汽及其他气体，也要考虑由于非均质导致的气体的窜流。

（6）黏土胶结物的含量

黏土胶结物的含量越少，油层胶结越疏松，更容易造成出砂，可以下入螺杆泵排砂冷采。

（7）含水率与边底水

含水越高，携砂采油的能力越低，吞吐效果也差，含水最好小于95%。含水率低的井，吞吐效果也不好，但可以先采取螺杆泵冷采方式，产能下降后，注蒸汽开采，含水率增加；含水率越接近50%的油井吞吐效果越好，含水率为34%～47%时产油速度最高，其机理为：蒸汽在一定含水率时更容易接触到更多的原油，扩大波及体积，明显改善油的流动性，降低流度比，达到增油目的；同时有相当的含油量，吞吐才能起到效果。

边底水的存在有两种影响，一方面它给原油提供内部驱动能量；另一方面如果底水一旦进入井筒，破坏岩石结构，携砂冷采就无法进行，因此要控制边底水侵入地层。

（8）稠油螺杆泵携砂冷采所适用的开发阶段

螺杆泵携砂冷采最好应用于未开发过的新区，或老区新层系。但国外也有在老区应用并取得成功的例子。新区由于含油饱和度高，没有进行蒸汽吞吐，含水率低，还没有出现边底水侵入，同时溶解气没有溢出，可以降低稠油的启动压力梯度，因此适合螺杆泵开采。老区如果符合螺杆泵开采的基本条件，同时由于螺杆泵防砂、增油降水等特性，也可以取得成功。

（9）螺杆泵下入的注蒸汽时机

根据不同开发方式下的蒸汽开采实验可知，产油主要发生在2～8周期，前后的周期原油产量都比较低。同时，已有的研究［9-11］也指出下入螺杆泵的时机应该是在低周期，如河南油田在古城油田泌125区和井楼油田七区开展了低周期吞吐井转出砂冷采现场试验周期生产时间延长1～2倍，日产油量提高1～3倍。从理论上分析，注入蒸汽加热油层后，稠油开始启动，但是还没有流到井筒，已经逐步形成连续的油墙，因此此时下入螺杆泵可以稳定的连续生产，增油降水，同时螺杆泵有很好的携砂能力，可以比较长时间的生产，提高了经济效益。

2.2 起出下入螺杆泵的条件

起出螺杆泵的时机是从经济角度来考虑，即有经济效益就继续生产，否则停止生产。另外也存在油藏及工艺条件。

（1）起出螺杆泵的最优经济指标

起出螺杆泵转注蒸汽的时机，即螺杆泵生产的经济极限，需要根据螺杆泵生产情况进行评估。由于下入螺杆泵之前进行过注蒸汽、抽油泵生产等，需要全面考虑一口井甚至一个区块的生产情况。下面先来分析经济效益评价的方法。

经济效益的动态评价方法主要有内部收益率和净现值法。内部收益率和净现值法都考虑了资金的时间价值，克服了静态评价方案的缺点。两者的区别在于：①净现值指标用绝对值表示，即直接以现金来表示工程项目在经济上的盈利能力；而内部收益率不直接用现金表示，而是用相对值来表示项目的盈利能力，更容易被理解。②各个工程项目在同一基准利率下计算的净现值具有可加性，而各个项目的内部收益率不能相加。③计算净现值必须已知基准收益率才能求解，而内部收益率的计算不需已知基准收益率，只在求得内部收益率后与基准收益率比较。④净现值指标可用于对于互斥方案进行比较并选择最优方案，而内部收益率对互斥方案进行比较所得结论有时会与净现值指标发生矛盾。通过比较，选择内部收益率来评价螺杆泵生产的极限。

内部收益率的定义式为：

式中：IRR—内部收益率；(1+IRR)－t—第 t年的贴现系数；n—投资方案的寿命期，年；CI—现金流入；CO-现金流出。(CI－CO)t为第t年的净现金流量。

CI为现金流入，比如原油产出后的销售收入；CO为现金流出，如钻井、设备、材料、燃料、工资、折旧、注水注气、井下作业、管理、油田维护、修理、税收、油气水等处理、销售、财务等费用。每年发生的现金流出、现金流出根据上面公式进行计算。

计算出的内部收益率IRR大于银行利率时，螺杆泵产出的原油销售才是有经济效益的。也可以设定经济效益大于银行利率多少才会进行继续生产。上面的公式在一口井使用，也可以考虑用于一个区块。另外，如果考虑通货膨胀等因素，可以在内部收益率上加上通货膨胀率来评价油井的经济效益。或者为了获取比较高的经济效益，也可以设定一个大于银行利率的值来比较。

（2）起出螺杆泵的开发指标

①产水率大于98%，认为井完全水淹，达到了开发极限；

②在油藏的温度、压力、渗透率等条件下，稠油无法启动，此时需要注入蒸汽，提高油层压力，降低稠油黏度，使稠油启动流入井筒。

3 结 论

（1）下入螺杆泵的条件：由渗透率、黏度（温度）决定的稠油启动压力小于生产压差。地层含水率接近50%时，油井处于吞吐的低周期。

（2）起出螺杆泵要根据内部收益率来确定是否符合经济效益，产水率小于98%，稠油不能启动。

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Optimization Study of Heavy Oil Screw Pump Periodic Cold Production-Steam Injection

ZHAO Yongren
(Jinzhou Oil Production Plant of Liaohe Oilfield,PetroChina,Linghai 121209)

Cold production and thermal production of the heavy oil screw pump of the Liaohe Oilfield in Jinzhou Oil Production Plant achieve good effects of increasing oil.We need to optimize the pump down into and starting conditions of the screw pump so as to determine the appropriate reservoir and process conditions of cold production and thermal production.By experimental study combined with on-site construction process,we investigate the recovery ratio of the steam stimulation,cold production,cyclic steam stimulation–cold production alternately,coming up with the oil reservoir,process and economic conditions of pumping down into and starting conditions of the screw pump qualitatively and quantitatively.

heavy oil；cold production；thermal production；cycle recovery ratio

TE345

A

1673-1980(2012)05-0069-05

2012-05-03

科技部国家潜在油气资源产学研用合作创新项目（OSR-04-07），中央高校基本科研项目

赵永仁（1977-），男，山西寿阳人，辽河油田锦州采油厂工程师，研究方向为采油工艺。