張海勇 姚為英 熊書權(quán) 程心平 秦 欣

1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司, 天津 300452;2. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司, 廣東 深圳 518067

0 前言

中國海上油田稠油儲量大,但稠油黏度大、流動性差,海上平臺空間限制大、安全要求高,小型注熱設(shè)備、注采管柱安全控制技術(shù)還有待進一步攻關(guān)[1-2]。因此,陸地油田成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等稠油熱采方式在海上油田適用性差,需要結(jié)合海上油田特點攻關(guān)適宜的稠油熱采提高采收率技術(shù)。加熱降黏是稠油開發(fā)的關(guān)鍵[3-5],南海海域含油氣盆地中發(fā)育有水體巨大的高溫水層,為利用地下熱水資源改善海上稠油油田的開發(fā)效果、提高采收率提供了良好條件。

國內(nèi)外已有部分利用地下熱水開發(fā)稠油油田的實例,注熱水開發(fā)可以有效提高稠油油田的采收率,但現(xiàn)有技術(shù)需要將地下熱水開采到地面處理后,再注入油層,地面注水設(shè)備占用空間大、投資成本高[6-11],對于平臺無注水工程預留的海上油田不適用。

為有效利用南海海域豐富的地下熱水資源,解決海上平臺無注水工程預留稠油油田的注熱水開發(fā)難題,創(chuàng)新提出了一種利用油層下部高溫熱水在井下實現(xiàn)注水的引熱降黏技術(shù),通過研發(fā)與此配套的引熱降黏單層及分層注水工藝管柱及封隔顆?？厮郎肮に?實現(xiàn)了海上油田的低成本注熱水開發(fā),提高了油田的采收率。

1 油田存在的問題

南海東部的F油田屬于弱邊水驅(qū)動的疏松砂巖稠油油田,地層原油黏度110 mPa·s,油田開發(fā)存在以下問題。

1.1 油井投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減快

以F3H井為例,投產(chǎn)后初期產(chǎn)油由145 m3/d遞減至40 m3/d,液量維持在較低水平,見圖1。井口溫度相比油層溫度75 ℃下降了35 ℃,根據(jù)地層條件下的黏溫曲線,原油黏度將增大至880 mPa·s。

圖1 F3H井生產(chǎn)曲線圖Fig.1 Production curve of F3H

1.2 地層壓力下降快,提液上產(chǎn)困難

F3H井投產(chǎn)不久的壓力恢復試井,解釋外推地層壓力約7.13 MPa,比原始地層壓力下降1.7 MPa。通過增大生產(chǎn)壓差提液上產(chǎn),產(chǎn)液量基本無變化,供液明顯不足,迫切需要通過注水補充地層能量,減緩產(chǎn)量遞減。

1.3 疏松砂巖儲層出砂,嚴重堵塞篩管

F1井連續(xù)油管撈砂顯示,該井泥質(zhì)及細粉砂的產(chǎn)出多,出砂嚴重,篩管存在堵塞,導致產(chǎn)能下降迅速,見圖2。

圖2 F1井連續(xù)油管撈砂照片F(xiàn)ig.2 Coiled tubing sand bailing of well F1

圖3 井下閉式引熱降黏技術(shù)原理圖Fig.3 Principle diagram of closed geothermal water flooding technology

井下閉式引熱降黏技術(shù)在國內(nèi)外未見應(yīng)用[12-15],僅有自流注水技術(shù)的現(xiàn)場實施,其缺點是注水工藝管柱僅能實現(xiàn)自流,注入壓差、注入量不可控制。目前國內(nèi)外該類注水技術(shù)在注水壓力及注水量可控方面尚不成熟,仍有多項關(guān)鍵技術(shù)需攻關(guān)。

為此,在引熱降黏技術(shù)適用性分析研究基礎(chǔ)上,綜合考慮油田平臺空間及設(shè)施情況,研發(fā)了井下閉式引熱降黏單層及分層注水工藝管柱。

2 引熱降黏技術(shù)適用性研究

2.1 油層下部高溫水體供給能力研究

綜合測井解釋及地震反演,油層下部的ZJ217-220層發(fā)育有較厚的純水層,經(jīng)過計算,水體充足,體積達12.11×108m3,見表1,可以作為無限大水體水源層,水體供給能力充足。儲層敏感性分析結(jié)果表明,水源水與地層水配伍良好,油田具備注水的水源條件。

表1 下部水層水體體積計算結(jié)果表

2.2 引熱降黏效應(yīng)研究

2.2.1 原油流變性實驗

實驗過程執(zhí)行GB/T 26981—2011《油氣藏流體物性分析方法》[16]。

2.2.1.1 實驗方法

例如，在學習《Where didi you go on vacation?》時，我會在教學的開始創(chuàng)設(shè)一個問題情境，引導學困生思考他們想去哪里度假，或者是去過哪里度假，這樣學生通過對問題的思考，可以更好的拉近學生與教材之間的距離；然后我會利用多媒體為學生呈現(xiàn)一些景點的圖片，使學生欣賞不同的風景，激發(fā)他們的學習興趣，使他們愛上英語，更積極主動的投入到學習中來，提高他們的核心素養(yǎng)。

通過還原地層流體條件和地層流體的體積、壓力參數(shù),模擬地層流體的開采過程和相態(tài)變化,獲得黏溫曲線等油藏流體參數(shù)。

2.2.1.2 實驗結(jié)果及分析

實驗表明F油田地層原油對溫度敏感,見圖4。隨著熱水溫度的升高,原油黏度降低;地下熱水溫度115 ℃下的原油黏度比油層溫度75 ℃下降低106.55 mPa·s,降低了75%。

圖4 地層條件下原油黏度—溫度曲線圖Fig.4 Crude oil viscosity-temperature curve under formation condition

2.2.2 油田引熱降黏效應(yīng)顯著

利用CMG數(shù)值模擬軟件的組分模型模擬F油田注熱水開發(fā)的溫度場、黏度場變化,見圖5。

a)注熱水后的油藏溫度場a)Reservoir temperature field after hot water injection

b)注熱水后的油藏黏度場b)Reservoir viscosity field after hot water injection

由圖5可以看出,油井近井區(qū)域的地層溫度隨注入熱水時間的延長呈上升趨勢;平面上,距離注水井近的油井見效更明顯。隨著熱水長期注入油藏,能量補充波及范圍由單井點逐漸擴大至整個注水井組,油藏溫度提高約30 ℃,受效油井近井區(qū)域的原油黏度從110 mPa·s降低至45 mPa·s。通過注地熱水可以有效降低原油黏度,改善原油的流動性。

2.3 采收率研究

2.3.1 驅(qū)油效率實驗

實驗過程執(zhí)行SY/T 6315—2017《稠油油藏高溫相對滲透率及驅(qū)油效率測定方法》[17]。

2.3.1.1 實驗方法

利用高溫高壓多功能驅(qū)替裝置進行巖心驅(qū)替實驗,分析溫度、驅(qū)替倍數(shù)變化對驅(qū)油效率的影響。

2.3.1.2 實驗結(jié)果及分析

熱水驅(qū)替實驗結(jié)果見圖6和表2,隨著溫度升高,熱水驅(qū)驅(qū)油效率提高,驅(qū)油效果變好;溫度從75 ℃提高到115 ℃,驅(qū)油效率提高11.74～14.72個百分點。

圖6 不同溫度下的驅(qū)油效率圖Fig.6 Oil displacement efficiency under different temperatures

表2 不同溫度、驅(qū)替倍數(shù)下的驅(qū)油效率實驗結(jié)果表

2.3.2 采收率綜合預測

利用童氏曲線法、巖心分析法、數(shù)值模擬法預測注熱水開發(fā)的油田采收率,綜合評價確定F油田熱水驅(qū)采收率39.40%,比冷水驅(qū)提高13.1個百分點,注熱水可以明顯提高油田采收率，見表3。

表3 采收率綜合評價表

3 引熱降黏工藝設(shè)計

F油田平臺空間小,注熱水補充地層能量需求迫切,但實施地面人工注水需要擴甲板、增加地面水處理及注水設(shè)備,實施周期長、投資成本大,短期內(nèi)無法實現(xiàn)。為此,針對性地研發(fā)了井下閉式引熱降黏單層及分層注水工藝管柱,實現(xiàn)油田短期內(nèi)通過注熱水補充能量、提高采收率的要求。

3.1 引熱降黏單層注水工藝管柱

研發(fā)的井下閉式引熱降黏單層注水工藝管柱[18]見圖7,其主要優(yōu)點是:可以實現(xiàn)水源層能量不足時的同井井下閉式注水;在地面調(diào)節(jié)電泵頻率配注所需要的注水量,最大注入量可達3 000 m3/d。其具有以下多種功能:1)在線實時調(diào)節(jié)注入水量的功能;2)井下閉式的水質(zhì)監(jiān)測功能,可利用井口的取樣管線閥門,在線取樣,監(jiān)測注入水質(zhì)情況;3)定期酸洗功能;4)井下數(shù)據(jù)監(jiān)測功能，可利用地面監(jiān)測及測調(diào)工作筒,監(jiān)測注入壓力、溫度及流量;5)水源層返排清井功能，通過開關(guān)滑套可實現(xiàn)水源層返排及測試。

圖7 引熱降黏單層注水工藝管柱圖Fig.7 Single-layer water injection pipe string

3.2 引熱降黏分層注水工藝管柱

F油田平臺井槽數(shù)量有限,縱向上多個油層天然能量不足，有注熱水的需求,但多數(shù)油層儲量較小且含油面積小。如果單油層獨立部署注水井,除受海上平臺井槽數(shù)量限制外,經(jīng)濟效益也較差。為此,研發(fā)了井下閉式引熱降黏分層注水工藝管柱,見圖8,單口注水井可以實現(xiàn)采水及分層注水的功能,節(jié)省了平臺井槽空間以及地面的注水設(shè)施,大大節(jié)約了經(jīng)濟成本。通過在注水管柱中不同油層位置下入封隔器,利用開關(guān)滑套實現(xiàn)多層分注功能。同時引熱降黏分層注水工藝管柱也具有單層注水工藝管柱的多種功能,為小油層的注水開發(fā)提供了低成本、高效的實現(xiàn)手段。

圖8 引熱降黏分層注水工藝管柱圖Fig.8 Multi-layer water injection pipe string

3.3 封隔顆粒控水防砂工藝

針對油層砂巖顆粒疏松、容易出砂堵塞井筒的問題,綜合考慮泥質(zhì)含量、礦物成分、粒度分布等因素,優(yōu)選了防砂完井方式,兼具防砂效果和盡量擴大油井產(chǎn)能的作用。采水層采用優(yōu)質(zhì)篩管+礫石充填的完井方式,見圖9。由于稠油油水流度比大,含水上升快,對注入層的完井方式進一步改進,采用封隔顆粒充填+流量控制閥篩管[19-20]的防砂控水方案。其主要技術(shù)特點一是固砂,封隔顆粒是可自身發(fā)生反應(yīng)的有機大分子聚合物,分子之間發(fā)生聚合反應(yīng),將地層砂黏合在巖石表面;二是控水,可在地層的含水孔隙中發(fā)生聚合,降低含水地層的滲透性,而不在含油孔隙中發(fā)生反應(yīng),具有親油疏水作用。

圖9 封隔顆粒控水防砂工藝管柱圖Fig.9 The pipe string of water-sand controltechnology by pack particles

利用Netool商業(yè)軟件,以十年為計算周期,在定產(chǎn)液量1 608 m3/d的生產(chǎn)制度下,采用封隔顆粒充填+流量控制閥篩管防砂控水方案,預測累增油3.33×104m3,增油效果明顯,見圖10。

圖10 封隔顆粒控水防砂效果預測圖Fig.10 Effect prediction of water-sand controltechnology by pack particles

4 引熱降黏技術(shù)現(xiàn)場實施效果

F油田已現(xiàn)場實施2個井下閉式引熱降黏井組,見圖11。F14井2018年3月開始引熱降黏注水,注水后周圍油井不同程度受效,鄰井地層壓力整體回升1～2 MPa;截至2020年12月底,F14井注水量280～650 m3/d,累注水46.2×104m3,井組初期增油88 m3/d,累增油約7.6×104m3,受效井組注水后提液,泵入口壓力保持平穩(wěn)或上升趨勢,見圖12。F20井2019年4月開始引熱降黏注水,注入4個油層,注水量255～1 000 m3/d,累注水41.5×104m3,井組初期增油63 m3/d,累增油約3.5×104m3?，F(xiàn)場實踐表明,通過井下閉式引熱降黏技術(shù),單井日產(chǎn)油、地層壓力水平均得到明顯提升,取得了良好的現(xiàn)場應(yīng)用效果。

圖11 F油田井下閉式引熱降黏實施井組圖Fig.11 Well groups applied geothermal waterflooding technology in F oil field

圖12 引熱降黏前后油井F3H生產(chǎn)曲線圖Fig.12 Production curves of oil well F3H before andafter geothernmal water flooding

5 結(jié)論

針對F油田平臺無注水工程預留、需注水補充能量的難題,創(chuàng)新提出了一種利用油層下部高溫熱水在井下實現(xiàn)注水的引熱降黏技術(shù),得到以下結(jié)論。

1)引熱降黏技術(shù)可以有效降低原油黏度,改善原油流動性,提高油田采收率13.1個百分點,同時補充地層能量。

2)研發(fā)的引熱降黏注水工藝管柱,在現(xiàn)場試驗中得到成功應(yīng)用,單井日產(chǎn)油、地層壓力水平均得到明顯提升,實現(xiàn)了平臺無注水工程預留下的稠油注熱水開發(fā),具有節(jié)省平臺空間、投入成本低、施工周期短的優(yōu)點。改進的封隔顆粒充填+流量控制閥篩管技術(shù),解決了疏松砂巖稠油儲層出砂堵塞井筒的難題。

3)引熱降黏技術(shù)為海上普通稠油的熱水驅(qū)開發(fā)提供了一種新的開發(fā)思路,推廣前景良好。