最新【精品】范文参考文献专业论文文留油田稠油特性及降粘技术应用研究文留油田稠油特性及降粘技术应用研究摘要：文留油田稠油井分散，物性差异较大，依据粘度将其分为普通稠油、特稠油和超稠油，本文对这三类稠油的物理特性、开采方式进行了分析和研究。结合文16-45井，详细介绍了稠油开采和应用油基稠油降粘复合解堵工艺情况。关键词：文留油田稠油特性降粘热洗解堵文留油田随着老区滚动扩边及Ⅱ、Ⅲ类储层的不断开发，稠油井日益增多，但比较分散。不同稠油井之间，物理特性差异较大，50℃脱气原油粘度104～9100mPa.s，平均粘度814.06mPa.s；地面脱气原油密度0.8215～0.9350g/cm3，平均密度0.8678g/cm3。一、文留油田稠油物理特性按有关稠油分类标准，把文留油田稠油分为三类：普通稠油、特稠油和超稠油（见表1）。说明：表中粘度取50℃时地面脱气原油粘度；分类以原油粘度为首要指标，相对密度为辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。1.普通稠油普通稠油即50℃温度下脱气原油粘度在100～6000mPa.s之间，能用常规抽油泵生产，表现为粘滞阻力较大，功图肥大，电流较高。文留油田有普通稠油井32口，占稠油井总数的86.5%。其中11口井用常规降粘剂或定期热洗降粘后，能维持低能耗长检泵周期持续生产。有5口井用常规降粘剂降粘后，伴有粘滞力较大的重质油析出集聚，导致泵阀球失灵，常规热洗无效，需要进行作业检泵。有4口稠油井因粘度相对较低，通过选用或改进抽稠泵即可维持正常生产。有12口井常规降粘效果较差，频繁洗井扫线，长期高能耗生产；由于粘度降不下来，流动阻力大，泵效低，严重影响原油产量，但通过油套环空投加新型高效专用降粘剂也实现了正常生产。2.特稠油特稠油即50℃温度下脱气原油粘度在6000～10000mPa.s之间。文留油田有特稠油井4口，分别为文16-45、文25-116、25-112井、文38-75井，50℃时脱气原油粘度分别为7200mPa.s、9100mPa.s、6000mPa.s、7580mPa.s。这些井，稠油在井筒及地层近井地带流动困难，易堵塞地层孔隙，降低近井地带岩石渗透率，油井产量低，开发难度大。3.超稠油文留油田濮深18-1属超稠油井。濮深18-1油藏，是高温高压泥岩裂缝，藏深3270.5m，藏温130℃，静压55MPa。地面脱气原油在常温下呈渣油形态，加热至160℃仍不具流动性，与文一联稀油按100：80比例掺稀后，80℃粘度为347×104mPa?s。二、稠油开采方式研究及应用1.开采方式研究通过对各油田稠油开采状况调研，将蒸汽降粘、天然气吞吐、化学降粘、掺稀等稠油开采方式的优缺点，进行了归类对比分析（见表2）。文留油田稠油井主要位于老区边部，呈逐渐增多趋势、分布复杂、高度零散、物性差异大、没有规律，不能集中规模开采，不具备整装稠油开发特征。根据各油藏稠油特点及产出液物性差异，我们对文留油田稠油降粘及开采进行了探索。针对常规降粘措施效果较差，我们研制了油基复合降粘技术、高增溶强介入分散降粘技术、油基水基乳合降粘技术等，较好的满足了文留油田油藏边部稠油开采技术要求，取得了较好效果。2.开采应用研究文16-45井，油稠含蜡高。42℃时，原油脱气粘度11000mpa.s；50℃时，原油脱气粘度6900mPa?s。该井2011年10月20日压裂投产，生产井段3411.5-3423.3m，生产层位S3中7，10.5m/4n。压裂后初期3mm油咀进站生产，因其油稠10月22日改进罐生产。11月11日停喷上作业转抽，同时配套上双空心杆加热装置，作业洗井不通。11月17日下∮73mm平式管顶钻下不去，用87℃热水打压21Mpa憋通后，持续洗井，压力降至3.0Mpa，完成作业工序。该井2011年11月21日下泵生产，泵挂深度1751.17m，喇叭口深度1846.84m，工作制度38*4.8*2.5，开抽生产后第9天，油井出液量迅速减少，由正常的7.1m3/d下降到2.1m3/d，液面由531m上升到井口。12月4日该井热洗，用700型水泥车+87℃热水洗井，启泵压力12MPa以上，洗井压力最终降至3MPa，热洗后油井出液正常。之后每天加注常规降粘剂，而且还需经常热洗。采用热洗加常规降粘剂平均洗井周期只有4天（见表3）通过对各种生产参数及室内实验数据进行分析，我们判断该井产量低的原因，是由于近井地带压力温度变化，致使分子量较大的重质组份不断析出，堵塞地层孔隙，导致地层渗透率变低，油井产能下降。为解除文16-45井重质油、垢类以及少量地层粘土类运移到近井地带形成的堵塞，我们将油基稠油降粘剂与低浓度酸液、表面活性剂、互溶剂等配成稳定的乳状液，按酸化施工程序进行解堵施工。201