渤海A 油田增產技術及應用效果分析

梁 丹，房茂軍，曾祥林

（1.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京100027；2.中海石油研究總院）

1 渤海A 油田概況

1.1 油藏地質及流體特征

A 油田位于渤海中部海域，包括北區和南區兩個區塊，主力油層段發育于明化鎮組下段與館陶組頂部，為多油組、多油水系統的復雜油藏。油藏埋藏淺（約900～1 400 m），儲層物性好，孔隙度主要分布于33%～38%之間，平均34.2%，滲透率在（50～5 000）×10-3μm2之間，平均1 664×10-3μm2，孔隙連通性較好，具有高孔高滲的特征［1］。

A 油田原油具有粘度高、密度大、含硫量低、凝固點低等特點，屬重質稠油［2］。油田原油性質具有分區性，北區原油性質好于南區。北區的1井區為常規原油，稠油主要分布在北區的7井區和南區。7井區地層原油粘度為201～284 mPa·s，南區為413～741 mPa·s。

1.2 開發現狀及存在問題

油田于2005年9月全面投入開發，目前有54口生產井，9口注水井，其中5口井由于供液不足、出砂等原因而處于長期關井狀態。截至2011年底，單井累計采油量大于5×104m3的油井共有11口（北區9口，南區2口），油田累計采出油量181×104m3，油田綜合含水78%，采出程度低，其中采出程度北區4.4%，南區僅1.0%。

2 A 油田產能影響因素分析

2.1 原油粘度對油井產能的影響

對比A 油田不同區塊的油井產能發現（圖1），油井產能明顯受到原油粘度影響，原油粘度越低，油井產能越高，這表明原油粘度是決定油井產能的基本內在因素。

圖1 單井初期產油量與原油粘度的關系

2.2 邊底水突破對油井產能的影響

油藏動態分析表明，位于純油區油井開發效果要明顯好于位于油水過渡區油井。邊底水的突破造成油水過渡區的多數油井進入中高含水甚至特高含水生產階段，影響油田穩產。

2.3 防砂方式對油井產能的影響

A 油田儲層含有大量的砂巖和粉砂巖，膠結疏松，成巖性差［3］，巖石強度在0.66～1.00 MPa之間，屬于基本無膠結強度的巖石，出砂臨界壓差在0.3～0.8 MPa，極易出砂。

目前主要有礫石充填、金屬網和金屬棉3種防砂方式。從防砂效果來看，金屬網出砂比較嚴重，礫石充填和金屬棉基本不存在防砂失效問題。防砂失效后，產量急劇下降。

3 增產技術及應用效果分析

3.1 多枝導流適度出砂技術

多枝導流適度出砂是將多分支井與適度出砂技術有機結合，通過優化井型、有效地管理地層出砂來提高油井產能的新技術［4-5］，主要包含兩個技術層次：首先，用機械鉆井方法人為地在主井筒附近地層中制造出原油的快速流動通道，由若干個分支井段組成，形成原油在近井地帶流動的“高速公路”主干線；其次，利用稠油較強的攜砂能力，根據適度出砂的防砂設計規范，允許部分細粉砂隨稠油排出地層，在近井筒地帶形成高滲帶，進一步提高原油流動能力。

為了有效指導多枝導流適度出砂技術在現場的應用，采用理論、物理模擬加數值模擬相結合的手段，開展了多枝導流適度出砂產能評價、防砂方式選擇及防砂參數設計、出砂數值模擬等關鍵技術研究，形成了海上稠油油田多枝導流適度出砂技術體系（圖2），并在此基礎上編制形成一套多枝導流適度出砂一體化軟件，應用該軟件可進行適度出砂開采參數設計、井型優化、粒度分析及防砂設計、臨界出砂壓差計算、出砂增產動態預測、多枝導流井產能評價及綜合油藏數值模擬。

圖2 多枝導流適度出砂技術研究模式

多枝導流適度出砂技術在A 油田進行了規模化應用，其中在北區共鉆5口多枝導流適度出砂井，南區共鉆14口。多枝導流適度出砂技術的成功應用，使原本沒有經濟效益的油田實現了成功開發，取得了較好的效果。多枝導流適度出砂井初期產能是周圍定向井平均產能的3倍以上，達到了單層的5倍。

3.2 多元熱流體吞吐技術

“多元熱流體吞吐”是新一代稠油熱力采油新技術，其利用航天火箭發動機的燃燒噴射機理［6］，在火箭動力采油設備的高壓燃燒室內，注入柴油（原油或天然氣）及空氣燃燒，燃燒產物與燃燒室外部環空注入水混合，形成由水、水蒸汽、CO2及N2等組成的多元熱流體，并直接注入油層進行吞吐采油。多元熱流體吞吐技術提高采收率的機理如圖3所示。

2008-2010年在廣泛調研的基礎上，在渤海A油田南區開展了海上稠油多元熱流體吞吐技術研究。通過數值模擬技術手段，進行了整體多元熱流體熱采方案研究，確定井距為200～250 m，水平段長度為200～300 m；多元熱流體注入參數：注入溫度300 ℃，注入速度300 m3／d，周期注入水量4 500 m3，燜井時間為3～5 天。方案預測實施多元熱流體吞吐后A 油田南區采出程度可達13.5%，采收率得到有效提高。

圖3 多元熱流體提高采收率機理

結合蒸汽吞吐油藏篩選標準，考慮熱采效果，優先開采純油區。選擇熱采實施井要求生產井距內含油邊界大于200 m，油層厚度大于5 m，距斷層小于100 m。從2008 年開始，先后在B14m、B2S、B28h和B29m 等9口井成功進行了現場試驗，取得了顯著的增產效果。

B28h井為A 油田實施多元熱流體吞吐進行熱采的典型生產井，該井垂深1 078 m，水平段長280 m，地下原油粘度為640 mPa·s，油層厚度10～12 m，距離邊底水較遠，適合多元熱流體吞吐作業。熱采期間累計注入熱水4 775 m3，氮氣25.3×104m3，悶井3天。高峰產油量127 m3／d，比預測的冷采產能38 m3／d提高了3倍左右，截至2011年底，累計產油量24 686 m3。

3.3 聚合物弱凝膠調驅技術

聚合物弱凝膠調驅技術主要通過降低高滲透層的滲透率，改變后續流體的流向，擴大注入水波及體積；同時弱凝膠可移動，可在后續注人流體前緣形成高粘度驅油流體，改善水驅油流度比，提高驅油效率和最終采收率。該技術結合了聚合物驅“改善油水流度比”和調剖的“改善油藏非均質性”的特點［6-7］。

根據聚合物弱凝膠選井標準，在A 油田南區選擇了B17井組作為先導試驗井組。通過室內評價實驗和數值模擬研究，優化出了現場實施方案（表1）。2009 年11 月停注，累注孔隙體積倍數0.06 PV，累計干粉用量174.65 t，累計交聯劑用量33.22 t，累計助劑用量1.07 t。實施注弱凝膠后，周邊共有5口井受益，主要表現為油井降水增油，或油井供液能力提高、含水穩定、產油量增加，有效期達1～2年，截止到2010年底，累計增油1.3×104m3。

表1 B17井組聚合物弱凝膠調驅設計與實施方案對比

3.4 化學吞吐降粘技術

化學吞吐是將化學吞吐液從原油生產井注入油層，通過降低油水界面張力和毛細管阻力來分散原油重質組分以增加原油流動性能，同時改善油層巖石表面的潤濕性和解除近井地帶的堵塞，以改善油井產量。

在A 油田B1 井進行了化學吞吐降粘技術研究，根據與產出污水的配伍性篩選出了適合于B1井的化學吞吐藥劑，并優選了降粘劑的濃度。現場試驗注入液段塞設計如表2所示。

表2 B1井注入液段塞設計

從B1井的生產曲線（圖4）可以看出，注入化學吞吐降粘劑并悶井9天后重新開井，初期產出液含水率很高，隨后含水降低，產油量逐漸恢復并超過吞吐前產量。通過對井口產出原油的粘度檢測發現，產出原油的粘度顯著下降，地面原油粘度由2 200 mPa·s下降到300～600 mPa·s，降粘作用明顯。

圖4 B01井生產曲線

4 結論及建議

（1）原油粘度成為影響渤海A 油田開發效果的首要因素，邊底水發育加劇了油田過早見水、產油量急劇下降；同時，由于儲層疏松，開發過程中出砂使得油田開發效果進一步變差。降粘、治水、防砂成為渤海A 油田面臨的主要問題。

（2）多枝導流適度出砂技術較大幅度降低了油氣開發成本，有效地釋放了油井產能，提高油氣采收率，是一項低成本高收益的新型技術；多元熱流體的開發新模式為渤海A 油田稠油開發探出了新的開發思路；礦場試驗證明，弱凝膠調驅可以降低油井含水，改善水驅開發效果；化學吞吐降粘技術工藝簡單，比較適合海上油田稠油降粘的現場應用。

［1］ 周守為.中國近海典型油田開發實踐［M］.北京：石油工業出版社，2009.

［2］ 周守為.海上油田高效開發新模式探索與實踐［M］.北京：石油工業出版社，2007.

［3］ 梁丹，曾祥林，房茂軍.測井資料在南堡35-2油田出砂預測中的應用［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2011，33（4）：59-63.

［4］ 梁丹，曾祥林，房茂軍.適度出砂技術在海上稠油油田的應用研究［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2009，31（3）：99-102.

［5］ 周守為，孫福街，曾祥林，等.稠油油藏分支水平井適度出砂開發技術［J］.石油勘探與開發，2008，35（5）：630-635.

［6］ 劉小鴻，張風義，黃凱，等.南堡35-2海上稠油油田熱采初探［J］.油氣藏評價與開發，2011，1（1-2）：61-63.

［7］ 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.