薛德棟 程心平 鄭春峰 馬喜超 鄭靈蕓 張磊

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司)

0 引 言

稠油熱水驅(qū)是一種熱水和冷水非混相驅(qū)替原油的過程，注熱水具有降低原油黏度、改善原油流度比、改變殘余油飽和度和油水相對滲透率、改變熱流體與巖石的熱膨脹、在一定程度上避免形成高黏油帶等優(yōu)點，與注常規(guī)水相比可大幅提高稠油油藏原油采收率。

M油田是海上普通稠油油田，該油田具有儲層面積大、厚度薄、坡度緩，同時地層原油黏度較高、流動性較差等特點，在開發(fā)過程中存在地層能量衰竭快、產(chǎn)量遞減迅速的問題。為補充地層能量，實現(xiàn)高效快速開發(fā)，注水開發(fā)成為一種有效手段[1-3]。但稠油油田面臨著水驅(qū)效果有限的難題，與陸地油田采用的蒸汽驅(qū)等熱采方式相比，受平臺空間限制，無法實現(xiàn)蒸汽驅(qū)規(guī)?；瘧?。M油田縱向上共生有系列巨厚水層，上部稠油油藏與深部水系間存在的溫差為稠油開發(fā)提供了豐富的地熱資源，為稠油地熱水驅(qū)工藝技術(shù)的開展提供了基礎(chǔ)條件[4]。針對M油田開發(fā)特點，筆者研發(fā)了一種海上稠油油田地熱水驅(qū)工藝，并研發(fā)了配套工具。通過現(xiàn)場實施，該工藝對于改善油田開發(fā)效果、提高稠油油田采收率具有重大意義。

1 M油田地熱水驅(qū)地質(zhì)油藏條件

在地質(zhì)特征方面，M油田的沉積微相以水下分流河道-河口壩沉積為主，儲層巖性以細砂巖為主，泥質(zhì)含量較高；儲層物性中等，平均孔隙度25.9%，平均滲透率360 mD，平面非均質(zhì)程度較高，儲層分布連續(xù)、面積廣。油層埋深1 276～1 407 m，具有獨立油水界面，以薄層邊水油藏為主[5-9]。含油層位為稠油油藏，油田地層原油密度為0.916 0～0.934 7 g/cm3，油層壓力下地層原油黏度129.18～285.77 mPa·s，油層以下600～960 m具有高溫巨厚水層。

在原油物性方面，原油具有高密度、高黏度的特點，為普通稠油油藏，黏溫反應敏感。經(jīng)試驗測定，溫度升高30 ℃，原油黏度下降80%。正常溫壓系統(tǒng)，以M油田上部P1油層溫度75 ℃，下部的P2水源層溫度115 ℃，深層地熱水為P1油層提供了天然能量[10-14]。M油田地熱水驅(qū)開發(fā)示意如圖1所示。

圖1 M油田地熱水驅(qū)開發(fā)示意圖

從預測采收率指標來看，隨著地熱驅(qū)注入量的提高，井區(qū)內(nèi)采收率逐漸增大，注入量從400 m3/d提高到600 m3/d時，采收率從35.26%提高到41.57%，提高了6.31%；當注入量達到600 m3/d以上時，采收率趨于41.7%，繼續(xù)增加注入量和產(chǎn)出量能縮短到達極限經(jīng)濟界限時間；注入量600 m3/d以下時，增加注入量能提高采收率。結(jié)合能量補充井筒工藝條件，優(yōu)化推薦注入量為600 m3/d[15-22]。地熱驅(qū)注入量優(yōu)化預測關(guān)系見表1。

表1 地熱驅(qū)注入量優(yōu)化預測

通過對M油田地質(zhì)特性、原油物性和油藏特點等進行分析，M油田具備通過下層地熱水對上層油藏驅(qū)油的基本條件。需要設(shè)計一種稠油地熱水驅(qū)工藝，以滿足地熱水驅(qū)油藏開發(fā)的需求。

2 稠油地熱水驅(qū)工藝管柱研究

2.1 工藝管柱組成

M油田開發(fā)初期，邊底水充足，在ODP(海上鉆井平臺)設(shè)計階段未考慮注水，因此平臺無地面注水設(shè)備。針對油田無地面注水設(shè)備的開發(fā)現(xiàn)狀，為實現(xiàn)下層地層能量對上部油藏的驅(qū)替[23-25]，設(shè)計了稠油地熱水驅(qū)工藝管柱。在同井中采出下層高溫地下水，通過井下增壓方式，回注上部稠油油層，實現(xiàn)油層熱量和壓力的補充。同時利用剩余采出水，發(fā)展“1拖2”工藝(共享水源井+分層注水技術(shù)井)，即第1口井采水+助流回注水，第2口井實現(xiàn)地面注水或同井采油注水，提高井筒利用率。圖2為共享水源稠油地熱水驅(qū)工藝管柱示意圖。

1—流量線；2―壓力表；3―安全閥；4―液控管線；5―滑套；6―?152.4 mm定位密封；7、9、11、13―多檔位液控滑套；8、10、12―?152.4 mm插入密封；14―120.65 mm插入密封+圓堵。

稠油分層地熱水驅(qū)工藝技術(shù)主要包括3部分，分別是：共享水源井、地面管匯和分層注水井。

(1)共享水源井。采用罐裝泵或Y管式籠統(tǒng)或分層地熱水驅(qū)管柱結(jié)構(gòu)，一部分采出水用于本井注水，本井注水同心雙管測調(diào)工作筒調(diào)節(jié)本井分層注水量。其余部分采出水舉升至地面，用于另外井的分層注水，采用地面液壓控制的井下多檔位滑套進行回注水量的調(diào)節(jié)。

(2)地面管匯。共享水源井舉升至地面的水輸送至其他分層注水井；各分注井獨立監(jiān)測注入水溫度、壓力及調(diào)節(jié)流量。

(3)分層注入井。采用成熟的海上油田地面注入分層注水管柱工藝，實現(xiàn)油田精細化地熱水驅(qū)。或注水井采用同井采油注水方式，在實現(xiàn)同井采油的同時實現(xiàn)井下多層位的分層注入，提高井筒利用效率。

2.2 工藝原理

如圖2所示，井2為水源+同井回注井，采出下層水源層水，通過同心雙層管的環(huán)空到達油套環(huán)空，經(jīng)電泵增壓，一部分通過雙層管的內(nèi)中心管進入本井分層注入系統(tǒng)，其余部分舉升至地面管匯系統(tǒng)，為井1提供水源。井1為常規(guī)分層注水井或同井采油、注水井，利用井2提供的水源實現(xiàn)分層注水。與閉式分層注水方式相比，該井無需電泵下入，具有結(jié)構(gòu)簡單、工藝成熟可靠等優(yōu)點。為確保工藝可靠性，常規(guī)注水工具選用多檔位液控滑套進行配注。

通過不同形式的組合，根據(jù)不同井注入量的不同，可以實現(xiàn)“1拖2”“1拖多”等方式，實現(xiàn)利用1口采出井的同時，拖動多口井的分層注水，從而簡化井下工藝管柱及提高單井筒利用效率。

2.3 工藝特點

(1)同井閉式采水。井組中利用1口水源井進行采水，同時對本井進行回注，在水源井實現(xiàn)部分回注，提高井筒利用效率。

(2)共享水源。利用1口水源井水源拖動2口或多口井進行分層注水，簡化了管柱結(jié)構(gòu)，提高了注水井工藝可靠性。

(3)同井抽注。分層注水井與采油井結(jié)合，實現(xiàn)同井采油和注水，節(jié)約了井槽，提高單井利用率。

3 關(guān)鍵工具設(shè)計

3.1 多檔位液控滑套

由地面液壓控制的井下多檔位滑套出水孔開度調(diào)節(jié)回注水流量。

3.1.1 結(jié)構(gòu)組成及特點

多檔位液控滑套結(jié)構(gòu)如圖3所示。

1—上接頭；2—活塞；3—導向銷釘；4—下接頭；5—中心管水嘴；6—中心筒；7—中心管。

多檔位液控滑套主要由上接頭、中心管、活塞、導向定位槽、導向銷釘、水嘴、下接頭和液壓通道等組成?；钊c中心管連接固定，中心管設(shè)置有開孔水嘴。工作時，液壓油通過液壓通道1進入液壓腔，推動活塞帶動中心管向上移動，導向定位槽沿導向銷釘運動，中心管發(fā)生旋轉(zhuǎn)，從而實現(xiàn)換向。上提到位后，液壓通道2加壓，推動活塞向下移動，導向定位槽與導向銷釘配合，實現(xiàn)中心管定位。中心管在軸向上下移動1次，實現(xiàn)1次整體換檔工作。

多檔位液控滑套主要有以下特點：①工具無彈簧結(jié)構(gòu)，中心管動作靠液壓驅(qū)動完成，動作可靠；②導向槽與定位槽集成一體化，結(jié)構(gòu)簡單，換向可靠；③采用旋轉(zhuǎn)換檔設(shè)計，最大可以達到8開度調(diào)節(jié)；④選用特殊動密封結(jié)構(gòu)，水嘴動密封次數(shù)可達1 000次。

3.1.2 技術(shù)參數(shù)

工具長度1 410 mm，工具外徑1 65 mm，內(nèi)部過流通道直徑100 mm，中心管推動壓力1.5 MPa，最大工作壓力60 MPa，最高工作溫度120 ℃。

3.2 同心雙管測調(diào)工作筒

為滿足采出水及同井回注雙通道的要求，研制了同心雙管工作筒，與常規(guī)測調(diào)儀配套實現(xiàn)閉式注水環(huán)境下的可視化在線測調(diào)配注。

3.2.1 結(jié)構(gòu)組成及特點

同心雙管測調(diào)工作筒結(jié)構(gòu)如圖4所示。

1—上接頭；2—內(nèi)管上接頭；3—調(diào)節(jié)套；4—外套筒；5—調(diào)節(jié)筒；6—活動水嘴；7—固定水嘴；8—外管下接頭；9—內(nèi)管下接頭。

同心雙管測調(diào)工作筒主要由上接頭、內(nèi)管上接頭、調(diào)節(jié)套、外套筒、調(diào)節(jié)筒、活動水嘴、固定水嘴、橋式過流孔、外管下接頭及內(nèi)管下接頭等結(jié)構(gòu)組成。同心雙管測調(diào)工作筒工作時，通過測試儀轉(zhuǎn)動調(diào)節(jié)筒，帶動活動水嘴上下移動，與固定水嘴形成不同大小的出水口，從而達到精確調(diào)節(jié)注水量的目的；調(diào)節(jié)筒上的機械結(jié)構(gòu)設(shè)計使其行程只在一定的范圍內(nèi)，調(diào)節(jié)更加容易；同心雙管測調(diào)工作筒帶有橋式通道，使得其在測試和調(diào)節(jié)時不會影響正常注水。

同心雙管測調(diào)工作筒主要有以下特點：

(1)1趟電纜作業(yè)可調(diào)節(jié)任意一級測調(diào)工作筒，不影響其他層正常注水；

(2)無需反復投撈測試，數(shù)據(jù)直接讀取，實現(xiàn)地面測調(diào)同步，測調(diào)效率和配注精度高；

(3)環(huán)空空間為采出下層地熱水提供通道，中間為分層注水提供通道。

3.2.2 技術(shù)參數(shù)

工具最大外徑148 mm，工具內(nèi)徑46 mm，工具總長1 260mm，連接螺紋127 mm LTC，耐壓差等級25 MPa。

3.3 同心雙層管式油管

3.3.1 結(jié)構(gòu)組成

如圖2所示，在閉式注水環(huán)境中，采出下部底層水，同時上部需要分層注水時，需要利用雙層油管結(jié)構(gòu)，環(huán)空空間為采出下層地熱水提供通道，同心雙層管的中心管為分層注水提供通道。

同心雙層管式油管結(jié)構(gòu)如圖5所示。

1—外管上接頭；2—內(nèi)管上接頭；3—外層管；4—內(nèi)層管；5—內(nèi)管扶正機構(gòu)；6—外管下接頭；7—內(nèi)管下接頭。

采用?127.0 mm套管+?73.0 mm油管組合，?127.0 mm套管上接箍采用特殊設(shè)計，通過螺紋結(jié)構(gòu)與?73.0 mm油管進行連接。?73.0 mm油管下部設(shè)置有O形圈密封組合。連接時，內(nèi)部?73.0 mm油管插入到下部?73.0 mm上接箍的密封段中，外層?127.0 mm套管通過螺紋與下部油管連接。

3.3.2 技術(shù)參數(shù)

環(huán)空當量過流直徑69.1 mm，最小當量過流直徑53.5 mm。雙層管式油管內(nèi)管最大排量1800 m3/d；環(huán)空最大排量2 000 m3/d。具體參數(shù)為：長9 968mm，最大外徑141.3 mm，最小內(nèi)徑62 mm，上下端螺紋127 mm LTC，耐壓25 MPa。

4 稠油油藏地熱水驅(qū)應用效果分析

2018年3月，在M油田首次實施了稠油油藏地熱水驅(qū)工藝。地熱水源層為P2層，位于油層下部，地層溫度115 ℃，比上部油層高40 ℃左右；儲層物性好、厚度大、水體能量充足，可滿足油田長期地熱驅(qū)開發(fā)要求。2021年9月采用“1拖2”共享水源工藝，利用X1井作為水源井，在本井回注的同時為X2井提供水源，X2井實現(xiàn)常規(guī)分層注水。設(shè)計X1井水源層產(chǎn)水量為1 550 m3/d，X1井回注650 m3/d，X2井注入900 m3/d。

自M油田地熱驅(qū)水驅(qū)工藝實施以來，井組對應8口油井見效，逐次開始提液上產(chǎn)，產(chǎn)量呈上升趨勢，目前日產(chǎn)油能力增加387 m3，年增油14.1×104m3?，F(xiàn)場實踐證明，地熱驅(qū)油不僅可以補充地層能量，為油田提液上產(chǎn)提供基礎(chǔ)，同時降低原油黏度，提升驅(qū)油效率，提高油井產(chǎn)能，改善油田開發(fā)效果。

5 結(jié)論及建議

(1)自源閉式地熱水驅(qū)、共享水源注水(“1 拖2”共享水源+分層注水/同井抽油注水技術(shù))成功應用于M油田，一井多用減少了平臺鉆水源井費用，充分利用地熱水資源，降低平臺的生產(chǎn)能耗，提高了油田開發(fā)效率，經(jīng)濟效益突出。

(2)稠油地熱水驅(qū)工藝適用于稠油油田，高凝、結(jié)蠟油田，提高了油田地熱水資源利用率，深層提高井筒流體流動性，解決稠油舉升難問題?，F(xiàn)場應用效果表明，該工藝日產(chǎn)油能力增加387 m3，年增油14.1×104m3，為海上相似油田的開發(fā)提供良好的借鑒和指導。

(3)建議加強對渤海區(qū)域油田深層地熱水資源地質(zhì)勘探和評價，深化稠油地熱水驅(qū)工藝應用，該技術(shù)對于稠油油田開發(fā)，進一步提高采收率具有指導意義。