黃穎輝，劉 東，羅義科

(1.中海油(中國)有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452;2.中海油烏干達有限公司，北京 100010)

引 言

渤海灣某稠油油田南區(qū)地層原油黏度為450～950 mPa·s，是世界上迄今為止開發(fā)的原油黏度最高的海上稠油油田。油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段，儲層為河流相沉積砂體，具有高孔、高滲及非均質(zhì)性較強的特征。該區(qū)油水關(guān)系復雜，油藏類型眾多，以巖性－構(gòu)造復合油藏為主，區(qū)塊內(nèi)的主力砂體邊、底水相對較為發(fā)育，水體倍數(shù)為3～5倍。南區(qū)于2005年9月投產(chǎn)，利用天然能量開發(fā)，表現(xiàn)出海上特稠油油田典型的“三低特征”［1］:①單井產(chǎn)能低，定向井初期產(chǎn)能僅為18 m3/d，水平井初期產(chǎn)能平均僅為35 m3/d;②采油速度低，高峰采油速度僅為0.3%;③采收率低，預測常規(guī)開發(fā)采收率僅為4.2%。這樣的開發(fā)效果無法滿足海上油田高速、高效開發(fā)的需要，必須提高單井產(chǎn)能，從而提高采油速度和最終采收率，改善稠油開發(fā)效果。

自然條件下，油藏溫度一般較低，稠油在孔隙介質(zhì)中流動困難，甚至不流動，因此稠油開采必須滿足一個基本條件，即在油層條件下能使稠油連續(xù)流入井底［2］。根據(jù)目前稠油熱采技術(shù)的前沿研究［3－5］，結(jié)合海上小型化熱采設備研究的新突破，從2008年開始，分階段開展了多元熱流體吞吐改善海上稠油熱采開發(fā)效果的先導試驗。以第1口先導試驗井——B1H井為基礎進行研究，為下一步多元熱流體吞吐方案整體優(yōu)化提供實踐依據(jù)。

1 多元熱流體吞吐熱采機理

陸地油田用的蒸汽發(fā)生器體積龐大，海上由于平臺空間的限制，需要小型化的熱采設備。多元熱流體的發(fā)生裝置占用體積小，主要是利用航天火箭發(fā)動機的燃燒噴射，燃油與空氣混合燃燒后產(chǎn)生高溫高壓的煙道氣，將水加熱汽化，形成N2、CO2、水蒸氣、熱水等組分的高壓多元熱流體混合物。多元熱流體的熱采機理非常復雜，煙道氣中的N2和CO2可與蒸汽產(chǎn)生協(xié)同效應。一般認為，多元熱流體同時具有加熱和氣體溶解降黏、氣體增壓、氣體擴大加熱范圍、氣體減小熱損失、氣體輔助原油重力驅(qū)等機理［6－7］。加熱降黏是多元熱流體的主要機理，渤海灣某稠油油田的原油對溫度相當敏感，當溫度由50℃提高至90℃時，原油黏度從1 950 mPa·s下降至152 mPa·s，黏度降低近13倍。

2 先導試驗井生產(chǎn)規(guī)律研究

2.1 先導試驗井概述

B1H井為海上稠油熱采的第1口先導試驗井，生產(chǎn)層位為NmO 5砂體，油層厚度為7 m，水平段長度為187 m。該井于2010年1月12日開始注熱，井口注入溫度為255℃，累計注入熱流體總量為6 400 t，注入時間為23 d。悶井3 d后，進行自噴生產(chǎn)。放噴階段共生產(chǎn)21 d，累計產(chǎn)油1 102 m3，累計產(chǎn)水1 163 m3。隨后轉(zhuǎn)入電泵生產(chǎn)，截至2010年12月底，該井累計產(chǎn)油1.5×104m3，累計產(chǎn)液2.1×104m3。

2.2 生產(chǎn)階段劃分及特點

蒸汽吞吐是在該井內(nèi)完成注汽和生產(chǎn)，因此原油受熱降黏和采出主要集中在井點附近，流動阻力小，因此采油速度高。隨著蒸汽吞吐生產(chǎn)的進行，彈性能量不斷被消耗，其開發(fā)階段可以分為吐水、高產(chǎn)、遞減以及低產(chǎn)等4個階段(圖1)［8］。

圖1 某稠油油田B1H井采油曲線

2.2.1 吐水階段

該井放噴53 h后，井口見液，進入吐水生產(chǎn)階段。吐水階段主要回采出近井地帶的高溫熱流體，井口溫度為76℃，生產(chǎn)11 d，含水從100%下降到53%。該階段具有供液能力強、含水下降快、井口溫度較高的特點。

2.2.2 高產(chǎn)階段

隨著近井地帶水的采出，含水率逐步下降，日產(chǎn)油增加，井筒附近被加熱的原油陸續(xù)被采出，進入高產(chǎn)階段。此時為含水28%的時候，日產(chǎn)液為178 m3/d，日產(chǎn)油為 127 m3/d。

2.2.3 遞減階段

由于該井注入溫度較低，后期遞減速度快，僅生產(chǎn)9 d，自噴階段結(jié)束，轉(zhuǎn)入電泵生產(chǎn)階段。轉(zhuǎn)入電泵生產(chǎn)后，隨著油藏彈性能量的消耗，逐漸在距離井筒較遠、溫度較低的油層部位產(chǎn)油。受油層降溫降壓的雙重影響，該階段井口溫度和含水雖然有所下降，但下降幅度不大，平均日產(chǎn)油為63 m3/d。該階段動液面下降明顯，供油能力減小，實際生產(chǎn)主要靠不斷增加生產(chǎn)壓差來維持較高的產(chǎn)油量。

2.2.4 低產(chǎn)階段

隨著熱量的不斷消耗，溫度變低，在低產(chǎn)階段日產(chǎn)油能力持續(xù)在較低水平，平均日產(chǎn)油為45 m3/d。該階段可根據(jù)單井的蒸汽吞吐周期累計產(chǎn)油、累計汽油比等參數(shù)，考慮適時轉(zhuǎn)入下一周期蒸汽吞吐。

2.3 產(chǎn)量遞減規(guī)律研究

由于海上先導試驗井生產(chǎn)時間不長，未進行多周期吞吐試驗，主要研究單井周期內(nèi)的產(chǎn)量遞減規(guī)律。多元熱流體注入過程，也是對單井保壓增能的過程，因此，其初期產(chǎn)能高，采油速度大，但隨著地層能量的消耗，其產(chǎn)量下降，采油速度降低。多元熱流體吞吐周期內(nèi)遞減符合指數(shù)遞減規(guī)律(圖2)，月遞減率為5.04%。初期產(chǎn)能遞減大，后期產(chǎn)能遞減小。

圖2 某稠油油田B1H井遞減規(guī)律

2.4 含水變化規(guī)律

初期排液階段含水高，但是含水下降較快，含水率從100%下降到最低值10%，所需時間為15 d左右。吐水期平均含水為83%，高產(chǎn)期和遞減期平均含水為13%。

2.5 產(chǎn)能評價

B1H井冷采產(chǎn)能為38 m3/d，熱采峰值日產(chǎn)油為127 m3/d，自噴階段平均日產(chǎn)油為61 m3/d，下泵階段平均日產(chǎn)油為51 m3/d(圖3)，其熱采產(chǎn)能分別為常規(guī)冷采產(chǎn)能的3.3、1.6、1.3倍?？梢钥闯?，多元熱流體可以大幅度提高單井產(chǎn)能，提高開發(fā)效果。

圖3 B1H先導試驗井產(chǎn)能對比圖

2.6 合理生產(chǎn)壓差的確定

在對B1H井進行歷史擬合的基礎上，研究了不同工作制度對開發(fā)效果的影響(圖4)。從圖4可以看出，隨著生產(chǎn)壓差不斷增加，其累計產(chǎn)油也有所增加。當生產(chǎn)壓差由2 MPa提高至3 MPa，累計產(chǎn)油增加明顯，生產(chǎn)壓差由3 MPa提高至4 MPa，累計產(chǎn)油只有小幅度增加，因此最優(yōu)的生產(chǎn)壓差為3～4 MPa。

圖4 某稠油油田B1H井生產(chǎn)壓差優(yōu)化

對于多元熱流體吞吐井來說，不同地質(zhì)條件的井合理生產(chǎn)壓差不同。對于受邊、底水影響較小的油井，適度放大生產(chǎn)壓差，可以一定程度上提高開發(fā)效果。但是，對于距離邊、底水較近的井，蒸汽吞吐過程中受水侵作用影響，需要適度限制生產(chǎn)壓差，以防止邊、底水推進過快，油井含水上升快，影響蒸汽吞吐效果。

3 結(jié)論

(1)渤海灣稠油油田進行的多元熱流體吞吐先導試驗開創(chuàng)了國內(nèi)外海上稠油熱采的先例。礦場試驗結(jié)果表明，多元熱流體能大幅度提高單井產(chǎn)能，熱采產(chǎn)能是常規(guī)開采產(chǎn)能的1.5～3.0倍。

(2)多元熱流體吞吐可劃分為吐水、高產(chǎn)、遞減和低產(chǎn)4個階段。吐水階段主要回采出近井地帶的高溫熱流體，高產(chǎn)階段主要采出井筒附近被加熱的原油。

(3)多元熱流體吞吐周期內(nèi)遞減符合指數(shù)遞減規(guī)律，月遞減率為5%，初期遞減大，后期遞減小。

(4)不同地質(zhì)條件的井合理生產(chǎn)壓差不同。對于離邊、底水較遠的油井，可適度放大生產(chǎn)壓差。但是，對于距離邊、底水較近的井，要適度限制生產(chǎn)壓差。數(shù)模研究表明，B1H井最優(yōu)的生產(chǎn)壓差為3～4 MPa。

［1］黃穎輝，劉東，張風義.南堡35－2南區(qū)特稠油油田弱凝膠提高采收率探討［J］.石油地質(zhì)與工程，2012，26(2):122－124.

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