海上多元熱流體吞吐先導試驗井生產規律研究

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

自然條件下，油藏溫度一般較低，稠油在孔隙介質中流動困難，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流入井底［2］。根據目前稠油熱采技術的前沿研究［3－5］，結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化提供實踐依據。

1 多元熱流體吞吐熱采機理

陸地油田用的蒸汽發生器體積龐大，海上由于平臺空間的限制，需要小型化的熱采設備。多元熱流體的發生裝置占用體積小，主要是利用航天火箭發動機的燃燒噴射，燃油與空氣混合燃燒后產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可與蒸汽產生協同效應。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 先導試驗井生產規律研究

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。放噴階段共生產21 d，累計產油1 102 m3，累計產水1 163 m3。隨后轉入電泵生產，截至2010年12月底，該井累計產油1.5×104m3，累計產液2.1×104m3。

2.2 生產階段劃分及特點

蒸汽吞吐是在該井內完成注汽和生產，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。隨著蒸汽吞吐生產的進行，彈性能量不斷被消耗，其開發階段可以分為吐水、高產、遞減以及低產等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 高產階段

隨著近井地帶水的采出，含水率逐步下降，日產油增加，井筒附近被加熱的原油陸續被采出，進入高產階段。此時為含水28%的時候，日產液為178 m3/d，日產油為 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9 d，自噴階段結束，轉入電泵生產階段。轉入電泵生產后，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，實際生產主要靠不斷增加生產壓差來維持較高的產油量。

2.2.4 低產階段

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

2.3 產量遞減規律研究

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

圖2 某稠油油田B1H井遞減規律

2.4 含水變化規律

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%，高產期和遞減期平均含水為13%。

2.5 產能評價

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

圖3 B1H先導試驗井產能對比圖

2.6 合理生產壓差的確定

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效果的影響(圖4)。從圖4可以看出，隨著生產壓差不斷增加，其累計產油也有所增加。當生產壓差由2 MPa提高至3 MPa，累計產油增加明顯，生產壓差由3 MPa提高至4 MPa，累計產油只有小幅度增加，因此最優的生產壓差為3～4 MPa。

圖4 某稠油油田B1H井生產壓差優化

對于多元熱流體吞吐井來說，不同地質條件的井合理生產壓差不同。對于受邊、底水影響較小的油井，適度放大生產壓差，可以一定程度上提高開發效果。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了國內外海上稠油熱采的先例。礦場試驗結果表明，多元熱流體能大幅度提高單井產能，熱采產能是常規開采產能的1.5～3.0倍。

(2)多元熱流體吞吐可劃分為吐水、高產、遞減和低產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遞減符合指數遞減規律，月遞減率為5%，初期遞減大，后期遞減小。

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

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

［2］夏洪權，李輝，劉翎，等.稠油拐點溫度測算方法研究［J］. 特種油氣藏，2006，13(6):49 －54.

［3］劉文章.特稠油、超稠油油藏熱采開發模式綜述［J］.特種油氣藏，1998，5(3):1 －7.

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［5］劉文章.普通稠油油藏二次熱采開發模式綜述［J］.特種油氣藏，1998，5(2):1 －7.

［6］李峰，張鳳山，丁建民，等.稠油吞吐井注煙道氣提高采收率技術試驗［J］.石油鉆采工藝，2001，23(1):67－68.

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［8］李獻民，白增杰，等.單家寺熱采稠油油藏［M］.北京:石油工業出版社，1997:96－120.