崔政，張建民，蔡暉，張彩旗

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452）

2010年底，渤海油田地下黏度大于400mPa·s的稠油探明地質(zhì)儲量達2.47×108m3［1］，占已發(fā)現(xiàn)石油總儲量的70% ，由于黏度高、油層滲流阻力大，常規(guī)注水開發(fā)難以有效動用。為推動我國海上稠油油田的開發(fā)，2008年在南堡35－2油田進行了多元熱流體吞吐技術(shù)的現(xiàn)場試驗：2008～2009年為老井熱采、裝備驗證階段，實施2口；2010年為新井熱采、完井防砂驗證階段，實施2口；2011～2013年為規(guī)?；炞C和效果評價階段，實施12口。通過上述3個階段的驗證及優(yōu)化，熱采裝備與工藝技術(shù)均取得了明顯的改進，獲得了顯著的增產(chǎn)增油效果，為我國海上稠油油田的規(guī)模開發(fā)奠定了技術(shù)基礎。下面，筆者主要介紹了渤海油田多元熱流體吞吐技術(shù)的現(xiàn)場試驗。

1 多元熱流體吞吐技術(shù)原理

多元熱流體吞吐技術(shù)是基于液體火箭發(fā)動機的燃燒噴射機理，在高壓燃燒室內(nèi)注入工業(yè)柴油（原油或天然氣）作燃料，同時注入高壓空氣及高壓水，燃燒產(chǎn)生2000～3000℃的高溫高壓水蒸汽、CO2及N2等多元熱流體直接從油井井口注入生產(chǎn)層，多元熱流體驅(qū)油兼具氣體混相驅(qū)（氮氣驅(qū)、二氧化碳驅(qū)）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)）的特點，能夠迅速達到降低稠油黏度、提高地層壓力，驅(qū)動稠油向井筒流動并被舉升到地面，達到提高稠油油田采收率的目的［2］。

2 現(xiàn)場驗證階段

2.1 多元熱流體發(fā)生系統(tǒng)驗證

受平臺空間、場地、承重等限制，多元熱流體發(fā)生系統(tǒng)在平臺試驗前已經(jīng)過小型化優(yōu)化，系統(tǒng)主要包括原料供給系統(tǒng)、發(fā)生系統(tǒng)（主機艙）、廢液收集系統(tǒng)3部分。2008年在B2s井、B14m井進行系統(tǒng)裝備（拖一型）驗證，系統(tǒng)最大熱流體流量為5.6m3／h，注2000t熱流體需工期67d，給現(xiàn)場驗證帶來了極大的作業(yè)周期及成本壓力；2010年在B28h井、B29m井試驗改進型（拖二型），系統(tǒng)最大熱流體流量為11.2m3／h，注1500t熱流體需工期32d；2011年在B33h井試驗拖三型系統(tǒng)，系統(tǒng)最大熱流體流量為11.2m3／h，注2950t熱流體需工期16d（見表1）［3］。2012～2013年又成功試驗了移動熱采平臺（liftboat）對接生產(chǎn)平臺的注熱模式。通過熱流體發(fā)生系統(tǒng)的驗證、改進、再驗證，系統(tǒng)的熱流量流體的發(fā)生效率提高了3倍，注熱工期大幅度減少，特別是移動熱采平臺的應用可以減少對平臺空間、場地的依賴，該系統(tǒng)能夠很好地滿足了現(xiàn)場應用的效率及成本要求（見表2）。

2.2 隔熱管柱驗證

多元熱流體吞吐工藝在實施過程中需要解決管柱腐蝕及提高隔熱效果。通過多元熱流體注熱管柱腐蝕機理研究［4］、海上油田多元熱流體吞吐隔熱工藝［5］適應性研究、多元熱流體中不同鋼材的腐蝕行為研究［6］，以434不銹鋼和304不銹鋼為主要材質(zhì)，選取隔熱油管＋環(huán)空注氮工藝進行規(guī)模驗證，該工藝在南堡35－2油田成功應用13井次，經(jīng)現(xiàn)場溫度測試及對隔熱油管檢測得知：隔熱油管＋環(huán)空注氮沿程熱損失小，能夠很好地保護套管及水泥環(huán)，且管柱結(jié)構(gòu)簡單，易于現(xiàn)場施工及重復利用［5］，適合現(xiàn)階段海上熱采工藝及安全管理要求。

表1 多元熱流體發(fā)生器性能參數(shù)

表2 熱采井現(xiàn)場試驗狀況

2.3 防砂篩管驗證

稠油油田以礫石充填篩管防砂方式為主，篩管材質(zhì)的選取是防砂成功的關(guān)鍵，但材質(zhì)的防腐性能也至關(guān)重要。通過海上稠油熱采井防砂篩管熱應力分析［7］、多元熱流體熱采井篩管腐蝕試驗及分析［8］，對篩管熱應力解決方案、篩管基管材料及過濾網(wǎng)材料進行了詳盡分析并給出了相關(guān)結(jié)論。通過老井防砂篩管生產(chǎn)狀況及實驗室研究，在多元熱流體現(xiàn)場驗證過程中共采用4種防砂方式（見圖1），目前出砂狀況明顯改善（見表3）。

圖1 防砂工藝及發(fā)展歷程圖

3 多元熱流體吞吐規(guī)模化驗證效果評價

多元熱流體吞吐現(xiàn)場試驗通過3個階段的驗證，在油藏認識、發(fā)生裝備、工藝技術(shù)上取得了一系列成果。通過對渤海油田多元熱流體吞吐自噴期生產(chǎn)控制［9］、稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素分析［10］、南堡35－2海上稠油油田熱采初探［11］、海上稠油多元熱流體吞吐注采參數(shù)多因素正交優(yōu)化研究［12］、海上多元熱流體吞吐先導試驗井生產(chǎn)規(guī)律研究［13］等一系列研究，形成一系列油藏熱采規(guī)律認識，指導實踐。通過熱流體發(fā)生系統(tǒng)驗證、隔熱管柱驗證、防砂篩管驗證、NB35－2油田多元熱流體熱采水處理工藝研究［14］、多元熱流體對油氣采輸管線的腐蝕研究［15］，取得了從完井防砂工藝、井筒防腐及隔熱控制、熱采水處理工藝技術(shù)、采輸管線的防腐等完善的配套技術(shù)并在現(xiàn)場應用中不斷加以改進。

2008年至2013年底，在南堡35－2油田共實施16口井，特別是2011～2013年的規(guī)模驗證階段，共實施14井次（12口），極大地改善了稠油油藏開發(fā)效果，冷采初期日產(chǎn)油30～40t，熱采高峰日產(chǎn)油達80～120t，相當于冷采生產(chǎn)時2～3倍（見表4及圖2）。

表3 多元熱流體吞吐井出砂狀況統(tǒng)計表

表4 多元熱流體吞吐驗證單井生產(chǎn)情況統(tǒng)計表

圖2 多元熱流體吞吐效果對比圖

4 結(jié)語

以多元熱流體吞吐技術(shù)現(xiàn)場驗證為基礎，主要對發(fā)生設備及工藝技術(shù)的驗證作了詳盡的闡述。從裝備及完井防砂、井筒技術(shù)等現(xiàn)場驗證效果看該技術(shù)在海上稠油油田的推廣應用是切實可行的。通過對比研究，南堡35－2油田南區(qū)、埕北油田、LD5－2油田、旅大32－2油田均符合熱采驅(qū)替條件，稠油地層黏度450～780mPa·s，控制儲量4500×104m3，是下一步推廣應用的主要方向，預計2017年熱采年產(chǎn)油可突破100×104m3。

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