孫繼超 羅瑩 馬志剛

摘 要：中國渤海灣原油粘度大于400MPa·s的稠油已探明儲存量約5.6億t，采用冷采開發(fā)方式每口井產(chǎn)量很低、采油經(jīng)濟型差。稠油熱采工藝作為目前非常規(guī)開采地下高粘度原油技術的主要工藝方法，已在國內外稠油油田中廣泛應用，形成了蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、火燒油層等技術。面對海上已有生產(chǎn)設施和作業(yè)條件、大井距和叢式井及高速開采，以及安全環(huán)保要求高等特殊條件，中海油服自2008年起開展海上稠油配套工藝技術研究及現(xiàn)場試驗，目前形成覆蓋實驗分析、地質油藏、完井防砂、熱采工藝、地面裝備五大技術領域，初步構建了海上油田熱采技術體系。通過多專業(yè)協(xié)同科技攻關與實踐，逐步形成了滿足海上油田生產(chǎn)功能定位要求的稠油開發(fā)一體化技術服務能力。通過與油公司密切結合，在渤海灣遼東作業(yè)區(qū)高粘度油田開展多元熱流體技術試驗，取得了較好的效果。本文主要對海上油田稠油熱采技術的應用進行了簡單的探討，以供相關人員參考。

關鍵詞：海上油田;稠油熱采

1 引言

渤海稠油儲量巨大，截止2009年底，已發(fā)現(xiàn)的渤海灣稠油存儲量占該海域原油總儲量的85%，主要分布在遼東作業(yè)區(qū)、渤中作業(yè)區(qū)、渤東作業(yè)區(qū)等油區(qū)區(qū)塊。渤海灣油田原油粘度大于400MPa·s的稠油已探明儲量約5.6億t，其中普2類4.7億t，特稠油0.9億t，目前動用1.0億t，動用程度低，常規(guī)注水開采效果差。目前有效的高粘度原油開采方式為注蒸汽開采，必須進行保壓熱采。同時蒸汽吞吐鍋爐煙氣未經(jīng)處理排放無法滿足海上環(huán)保要求。為了滿足渤海旅大油區(qū)稠油大規(guī)模開發(fā)要求，針對旅大某油田，研發(fā)了海上稠油新型熱采技術，該技術將鍋爐產(chǎn)生廢氣處理凈化后，增壓與蒸汽混合注入井下，應用熱氣協(xié)同增產(chǎn)作用提高海上產(chǎn)量，解決常規(guī)蒸汽吞吐在海上開發(fā)效果不佳和環(huán)境污染問題。

2 渤海油田稠油熱采難點

自2008年以來，在渤海灣地區(qū)逐步開展了多元熱流體和蒸汽吞吐的熱采先導性試驗研究，取得了一定的效果，但困難仍然很多，主要表現(xiàn)在以下幾個方面。①注水層間及層內矛盾突出。主要表現(xiàn)為注水井各層吸水不均，各油井水驅狀況差異大;②水油流度比大，含水上升快。位于過渡帶區(qū)域的油井均已進入高含水階段;③稠油熱采熱量損失大，熱效率低。油藏埋藏較深，導致沿程熱損失嚴重，井底難以產(chǎn)生蒸汽干度;底水儲量比例大，難以保證熱采效果;④海上平臺受空間、承重、資源不便等限制，陸地油田許多開發(fā)經(jīng)驗不適用于海上。

3 常用的熱采技術

3.1 蒸汽吞吐采油

蒸汽吞吐是我國應用比較廣泛的采油方式，通過往油井注入適量熱蒸汽，進行一段時間的燜井，待蒸汽的熱量作用到油層，油層中的油流溫度增高，從而使得黏度降低，提高開采效率。在此過程中，涉及物理，化學作用以及熱能傳遞等，蒸汽自然傳熱，改變黏度，為稠油科學開采提供了有利條件。

對高壓力儲層，利用蒸汽吞吐，增強油層的彈性效力，提高了油層當中原油的驅替能量，為油田產(chǎn)量提升打下基礎。蒸汽除作用于油層以外，還會作用于巖石層，起到一定的解除堵塞作用，熱能可改變巖層的潤濕性能，提高油與水的滲透率，增加井底油流總量，實現(xiàn)增產(chǎn)。同時，蒸汽攜帶的熱能可以降低表面張力和油流的流動阻力，并產(chǎn)生熱脹力，帶出油滴顆粒，提高了稠油開采產(chǎn)量，使油藏開采總量達到需求目標。對地層，稠油在蒸汽熱能作用下，發(fā)生高溫裂解作用，使得稠油中重烴的含量降低，產(chǎn)出油的質量提高。對厚油層，開采時油流的重力被蒸汽熱能影響，保證油流順利入井，其相關生產(chǎn)可保持高效水平。

蒸汽吞吐技術采油速度較快，但要注意，受到不同因素影響，蒸汽吞吐的周期也不同，稠油開采對應的提升效果也不同。充分利用蒸汽熱能的熱脹效果，是發(fā)揮蒸汽吞吐技術優(yōu)勢的關鍵。不斷研究蒸汽吞吐技術涉及的原理，及時更新工藝技術。改進蒸汽吞吐的不足，可以在注入油井的蒸汽中加入適量的天然氣，有效增加蒸汽熱氣體積，擴大蒸汽增熱面積，更大程度地降低稠油黏度，加快油層巖石流體流動，實現(xiàn)蒸汽吞吐技術氣驅助采的目的。除天然氣，還可以在注入蒸汽時投放溶劑來提高稠油產(chǎn)出量，擴大蒸汽中的油氣比例。例如注入蒸汽時投放高溫泡沫劑，改變吸汽的剖面面積，改善蒸汽吞吐的效果?；蛘咴谧⑷胝羝跋韧斗啪酆衔?，借助聚合物的驅替效用，驅出石層孔隙中的油流，再利用蒸汽熱能加溫，降低稠油黏度，提高稠油產(chǎn)量。

3.2 蒸汽驅采油術

與蒸汽吞吐的技術相比較，蒸汽驅技術相對來講是比較先進的，即該技術需要一些比較先進、精密的設備支持，經(jīng)常需要比較及時地進行系統(tǒng)的相關維護工作，只有這樣才可以使此技術方案安全、有效地用于稠油開采實踐。從蒸汽驅技術的具體概念來講，蒸汽驅技術將符合條件的淡水利用小型蒸汽鍋爐產(chǎn)生的340℃高溫蒸汽通過蒸汽注入管匯將蒸汽注入地層油藏當中。在應用相關蒸汽驅技術的過程當中，首先需要使用相應的高溫蒸汽對地下油藏當中高粘度原油進行加熱，提高稠油溫度，降低原油粘度。這樣一來，原油的流動性能將會發(fā)生明顯變化。在相應的蒸汽蒸餾的具體作用下，粘度降低的原油利用冷采技術通過井下電潛泵將原油從油藏中提取到平臺上處理流程上。從以往項目現(xiàn)場實踐來看，雖然蒸汽驅技術采用的設備先行程度提升很大，但是整體技術未脫離蒸汽吞吐機理。蒸汽驅采油術主要是依靠小型蒸汽鍋爐產(chǎn)生的高溫蒸汽對油藏中的稠油降低粘度的原理，促進原油孔隙可以發(fā)揮介質的相關高溫作用，起到很好的驅動作用，使原油原料從生產(chǎn)井當中流出來。

4 渤海油田稠油熱采技術應用

渤海某油田A22H井是一口水平井，該井斜深2414.67m，

垂深1303.86m，預測實鉆儲層厚度8m，水平段部署在距底3/8厚度處，水平段長度300m，地層原始壓力12.6MPa，地層壓力高，計劃對該井實施蒸汽吞吐測試。

4.1 注汽工藝

為降低井筒熱損失，隔熱油管下深至水平段封隔器上端，采用油管注蒸汽，油套環(huán)空注氮氣，同時伴注除氧劑的注汽工藝，保證隔熱、防腐，控制套管抬升。

4.2 燜井時間

燜井時間對周期產(chǎn)油量影響不大，但它能使壓力穩(wěn)定并促使蒸汽在加熱帶內消失，擴大蒸汽帶。同時，蒸汽溫度降低后凝結水汽，能夠降低開井生產(chǎn)時熱量損失。A22H井燜井時間5d，其后放噴，產(chǎn)液溫度為75～90℃。

4.3 生產(chǎn)情況

該井下入電潛泵進行生產(chǎn)，從生產(chǎn)曲線可以看出，井底

溫度和干度對熱采高峰產(chǎn)能、有效期及周期增油量影響明顯，通過數(shù)值模擬設計在340℃、干度0.4情況下，第一周期累產(chǎn)油1.36×104m3。實際注汽情況下預測第一周期累產(chǎn)油0.9×104m3，第一周期的有效熱采時間為7個月（210d），該井累計熱采生產(chǎn)210d，累產(chǎn)油8234.72m3，油/汽比2.74。

5 結束語

總而言之，蒸汽吞吐技術成功在渤海灣地區(qū)進行了現(xiàn)場應用，順利完成注汽、燜井、放噴和下泵生產(chǎn)，取得了較好的效果，為下一步大規(guī)模開發(fā)渤海稠油油田提供了良好的依據(jù)和基礎。渤海地區(qū)稠油熱采仍處于起步階段，需要繼續(xù)對熱采套管、熱采固井技術、熱采井口、熱采防砂等技術進行進一步的探索研究，以形成適合海上油田的整套熱采工藝。

參考文獻：

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