单家寺稠油热采工艺技术探讨

摘要：家寺稠油油田从1984年投产生产以来，经历了近30年的蒸汽吞吐开采，伴随资源的有限以及开采的吞吐轮次的增加，开发矛盾也日益突出，产量急剧下降。因此本文就通过对单家寺稠油热采工艺的研究，提出相应的解决方案，提高稠油的开采量，进一步提高油田的经济效益。

关键词：稠油田 热采工艺 技术研究

一、单家寺稠油田的背景介绍

单家寺稠油油田位于东营凹陷和滨县凸起之间的过渡带，呈长条形，分为东西两区，东区包括单2、单10、单83三个断块，西区包括单6、单113两个断块。主要有Ng组、Ed组、S1段和S3段四套含油层系，Ed组、S1段和S3段为具有活跃边底水的厚层块状油藏，Ng组为具有边水的薄层层状油藏。

单家寺油田是我国较早探索采用蒸汽吞吐开发的稠油、特超稠油油田，1984年在单2块开辟试验区进行蒸汽吞吐试验以来，先后经历了蒸汽吞吐试验、东区建设投产、厚层块状稠油油藏井网调整和薄层层状稠油油藏投入开发、蒸汽驱试验、综合治理五个开发阶段。目前蒸汽吞吐轮次最高达20个周期，多数油井达到10个周期以上，已进入高轮次、高含水、较高采出程度的开发阶段。

二、稠油热采工艺

稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油采收率工程项目，该技术自问世以来，已经有了突飞猛进的发展，形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热等技术为代表的技术框架。其中大部分技术已经广泛应用于稠油油藏的开发，并取得了显著的效果，少部分前沿技术正处于矿场先导试验阶段或基础研究阶段。

蒸汽吞吐采油技术，蒸汽吞吐是指先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采稠油的增产方法。

蒸汽驱采油技术，蒸汽驱是指将蒸汽注入到一口或多口井中，将地下粘度较大的稠油加热降粘，然后在蒸汽蒸馏的作用下，把原油驱向邻近多口生产井采出。

火烧油层采油技术，利用各种点火方式把注气井的油层点燃，并继续向油层中注入氧化剂（空气或氧气）助燃形成移动的燃烧前缘（又称燃烧带）。燃烧带前后的原油受热降粘、蒸馏，蒸馏的轻质油、蒸汽和燃烧烟气驱向前方，未被蒸馏的重质碳氢化合物在高温下产生裂解作用，最后留下裂解产物）））焦炭作为维持油层燃烧的燃料，使油层燃烧不断蔓延扩大。在高温下地层束缚水、注入水蒸发，裂解生成的氢气与注入的氧气合成水蒸汽，携带大量的热量传递给前方的油层，把原油驱向生产井。

三、稠油热采工艺的发展现状及其特点分析

蒸汽吞吐采油技术发展现状

蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的开采稠油技术，国外在20世纪50年代开始应用，目前在美国、委内瑞拉和加拿大等还广泛应用于开采稠油油藏。蒸汽吞吐是我国目前稠油热采的主要方法，中石油90%的稠油热采产量是靠蒸汽吞吐工艺获得的，而中石化已占到98%。蒸汽吞吐提高开采效果的机理主要有：降低原油粘度，提高油水流动能力；清洗井眼及近井地带，改善油井的完善程度；由气体的膨胀来驱动原油；降低界面张力，减小水相的相对渗透率，减小残余油饱和度；提高波及效率。

蒸汽驱采油技术发展现状

蒸汽驱是目前应用较多的热采技术，它一定程度上克服了蒸汽吞吐加热半径有限的弱点，能够持续给地层提供热量，是蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法。蒸汽驱要求油井的间距一般在100m～150m之间，且不适用油藏埋深较深的油藏。蒸汽相可以是水蒸气、烃汽与蒸汽、水蒸气与CO。这样不仅能加热油层从而降粘，加入的其他气体和流动前缘的稠油发生作用，会降低驱替前缘稠油的粘度，从而可以提高蒸汽驱效果。

蒸汽辅助重力泄油技术（SAOD）的发展状况

SAGD采油机理如下：注入的高温蒸汽将油层上部的原油粘度降到易于流动的程度，靠重力使原油和热水排泄到下面的生产井，并通过生产井的举升系统将油和水举升到地面。它可以通过二种方式实现，第一种是在靠近油层底部钻一对上下平行的水平井，上部水平井注汽，下部水平井采油；第二种是在底部钻一口水平井，在其侧上方打多口垂直井，直井注汽，水平井采油（辽河油田模式）。蒸汽从上面的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动。以上两种方式都形成一个饱和蒸汽带，蒸汽在蒸汽室周围冷凝，并通过热传导将周围油藏加热。被加热降粘的原油及冷凝水在重力驱动下流到生产井。SAGD适合于深为600m以下的块状油藏，采收率能达到50%左右。

火烧油层采油技术的发展状况

火烧油层是利用各种点火方式把注气井的油层点燃，并继续向油层中注入空气助燃形成移动的燃烧前缘，在高温下地层束缚水、注入水蒸发，携带大量的热量传递给前方的油层，把原油驱向生产井。火烧油层是最早用于开发稠油的热力采油技术，全世界已经有100多个油田开展了较大规模工业性开采试验，其采收率一般可达5O%～8O%。我国克拉玛依、辽河、西南、胜利和河南油田均开展过火烧油层。

四、单家寺油田多管齐下的热采工艺技术

（一）进一步完善热采井网

单家寺稠油油藏由于储层及原油物性差异，在经过高轮次吞吐后，油井因套管损坏、井下落物、出砂、低产、高含水等原因关井较多，停产井约占总井数的67%，造成油藏动态井网不完善，严重制约着油藏正常开发。针对这一问题，在应用精细油藏描述和剩余油分布规律研究的基础上，利用钻新井、大修补孔上返、下扩等措施完善动态井网，提高井间及上、下层系储量动用程度和开发效果，挖潜油藏剩余油。共钻完善井32口，实施层系调整24井次，单井初增油18.4t/d，综合含水66.7%。

进一步改善稠油产液剖面，提高油藏中、低渗透带采收率

随吞吐轮次的增加，受层间、层内非均质性影响，高渗透带动用程度相对较高，水洗严重，中、低渗透带动用程度相对较低，水洗较轻。通过注汽调剖，向高渗透层挤入高温调剖剂，封堵高渗透层及大孔道，抑制井间汽窜，改善吸汽剖面，提高蒸汽波及体积，可有效延长周期生产天数，增加周期产油量，提高油藏中、低渗透带采收率。通过注汽调剖剂耐温性能试验、颗粒粒径筛析试验、固化强度试验、封堵流动试验、封堵效果试验等大量的室内试验，选出适合单家寺稠油油藏调剖堵剂。

（三）进一步提高高含水井区采收率

利用注氮气压水锥和蒸汽泡沫调剖驱油机理，通过常温、高温发泡试验、泡沫剂阻力因子测定、泡沫剂发泡性能、封堵性能研究及泡沫剂同氮气合理比例的筛选，探索出了一套适合于单家寺稠油油藏的注氮气加化学剂控制水锥技术。

充分挖掘剩余油，恢复控制可采储量

单家寺油田储层为疏松砂岩，易于出砂，投产初期一般使用机械防砂，效果较好，但随吞吐轮次的增加，受地层亏空影响，防砂管损坏现象逐年增加。针对这一难题，试验推广了高温固砂剂、复合防砂两项新防砂工艺技术。实践证明，高温固砂剂防砂由于对油层伤害小，井内不留防砂工具，油井渗透率高，油井产能相对较高，复合防砂增油效果次之，但有效期相对较长，可达1000天左右。

综合治理套损井，提高油井利用率

通过对单家寺稠油套损井机理及规律研究，配套了定向侧钻、悬挂小套管加固、套管补

贴加固、套管补接加固、水泥浆封堵加固、取套换套等6项综合治理技术，完善动态井网，恢复控制储量。累计综合治理套损井58井次，初增日油253.3t/d，恢复动用地质储量178.6×104t，恢复控制可采储量28.5×104t。

五、总结

根据单家寺稠油田的实际情况，由于油田开发的时间早，就目前而言储量也已经有限，仅依靠某一项热采技术很难再次实现高产和品质较高的原油，唯有结合当前的稠油开采技术综合加以利用，实现开采率的最大化。前面介绍的几种热采技术都是当前比较先进的，因此要结合具体的油田实地情况，选择最具优势的开采方式，综合运用好热采工艺。

参考文献：

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