渤海某油田南區多元熱流體吞吐試驗井生產特征研究

張 穎，李敬松，黃子俊，楊 兵，姜 杰，宮汝祥

(中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津 300450)

渤海某油田南區主要含油層段為明化鎮組下段地層，儲層為河流相沉積，具有高孔、高滲及非均質性較強的特征，平均孔隙度35%，平均滲透率4 564×10-3μm2。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，主力砂體邊底水相對不發育。油藏原油密度大，粘度高，含蠟量低，含硫量低。地層原油粘度為449～926 mPa·s，地層水水型為NaHCO3，總礦化度為1 814 mg/L[1]。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0.3%；③采收率低，預測常規開發采收率為4.2%[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，改善開發效果。

與陸地稠油油田相比，海上稠油油田存在井距大，油層埋藏相對較深，海上平臺空間小、承重受限，熱采成本高、經濟制約等因素。為推動熱采技術在海上稠油油田的應用，在該油田開展了多元熱流體吞吐現場試驗，增產效果明顯。

1 多元熱流體吞吐試驗情況

多元熱流體吞吐工藝是利用航天火箭發動機的燃燒噴射機理,在高壓燃燒室內注入工業柴油(原油或天然氣)作燃料,同時注入高壓空氣及高壓水,燃燒產生的高溫高壓水蒸汽、CO2及N2等混合氣體直接從油井井口注入井內。該工藝技術具有氣體混相驅(氮氣驅、二氧化碳驅)和熱力采油(蒸汽吞吐、蒸汽驅)的特點[3-4]。

2008年至今，渤海某油田南區已實施十余口井多元熱流體吞吐試驗，經過五年的不斷試驗、摸索，證實多元熱流體增產效果顯著，多元熱流體吞吐配套裝備和技術逐步完善。

各試驗井構造位置處于高部位純油區，井型為水平井，生產層位為明化鎮組，垂深1000 m左右，水平段長度200 m左右。大部分井正常生產，部分井因邊水突進、出砂、儲層差等原因低效生產或關井。熱采井注入參數達到了設計指標，注入過程各參數穩定。

總體來看，多元熱流體吞吐井自噴期一個月左右，單井自噴期累產油2 000 m3左右；熱采產能是常規冷采產能的兩倍左右；目前各熱采井穩定生產，回采水率較高，回采氣率較低，實際增油達到方案預測，熱采效果較好。

2 多元熱流體吞吐生產特征研究

2.1 注入動態特征

引入霍爾曲線研究注熱動態是否正常。注入壓力異常升高，判斷可能是儲層污染、井筒管柱問題；注入壓力異常下降，判斷可能是壓裂地層。視吸水指數可研究注熱過程中地層吸水能力變化，正常注熱井視吸水指數約12 t/(d·MPa)。

從圖1、圖2可以看出，A1井和A2井注入壓力異常升高，視吸水指數較低，注熱過程中出現注入困難問題。A2井因完井液浸泡時間過長，近井地帶可能存在污染，同時地層壓力與原油粘度也存在一定的影響。A1井因水平段長度較短，地層物性較差，原油粘度較高，鉆完井期間，鉆進一定距離泥巖，可能造成污染。C6井注入壓力較低，視吸水指數較高，分析認為受注熱過程中氣竄影響。

圖1 渤海某油田南區多元熱流體吞吐井霍爾曲線

圖2 渤海某油田南區多元熱流體吞吐井視吸水指數曲線

2.2 產量變化特征

(1)油田熱采日產油水平和采油速度翻一番。通過熱采試驗，油田南區日產油水平和采油速度超過冷采的兩倍以上。

(2)單井熱采產能是冷采產能2～3倍，多元熱流體吞吐熱采大幅提高油井產能，增油效果明顯(冷采初期30～40 t，熱采高峰日產油達80～120 t，相當于冷采產能的2～3倍)。

(3)單井吞吐生產曲線呈“四段式”特征。單井吞吐周期生產規律表現為“吐水段、高產段、遞減段、低產段”四段式特征，目前基本處于遞減期或低產期(圖3)。

(4)自噴期長，自噴產量高。自噴期一個月左右，A3井和D2井自噴期超過60天；單井自噴期累產油2 000 m3左右，A3井最高。

(5)熱采周期長，產量平穩期長。生產數據表明，各井熱采第一周期已基本結束，熱采周期300天左右，各井至今產量基本平穩。

圖3 渤海某油田A5井生產曲線

2.3 產量遞減特征

多元熱流體吞吐初期產能高，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，初期產能遞減大，后期產能遞減小。計算結果表明，第一周期遞減較慢，部分井因水侵、出砂影響遞減較快(圖4)。

圖4 渤海某油田A5井遞減曲線

2.4 含水變化特征

各熱采井初期排液階段含水高，但是含水下降較快，自噴15天左右含水下降至20%以內，吞吐生產100天左右含水在20%以內(除高含水井)，第一周期結束時熱采井平均含水12%。

2.5 回采率變化規律

2.5.1 回采水率

各熱采井自噴平均回采水率25%，吞吐生產100天后回采水率可達40%～50%，說明多元熱流體吞吐回采水率高，將避免冷凝水存留地層，有利于減少地下存水，同時避免注入的熱量用于加熱近井地帶的地下存水，提高熱量利用率，減少熱損失。

例如，綜合各項資料分析表明，A5井和A4井同期回采水率比其他井高，而累產油比其他井低，說明是水侵的影響，并且A4井比A5井水侵更快。

2.5.2 回采氣率

回采氣率總體較低，呈“階梯狀”上升趨勢，先快后慢，自噴產出氣量占主要比重；產出氣成分以N2為主，初期N2為70%，CO2為20%左右，隨生產進行呈緩慢下降趨勢。

2.6 溫度壓力變化規律

(1)自噴油壓與累產油呈遞增關系，泵抽期地層能量衰竭較快。自噴初期井口油壓平均6 MPa，與自噴累產油呈遞增關系；流壓呈指數遞減規律，下泵初期流壓7～9 MPa，先期下降快，之后下降幅度變緩。

(2)自噴期初期井口溫度高，整體下降緩慢。自噴期井口溫度峰值平均88℃，整體下降緩慢；自噴結束后溫度平均55 ℃。

(3)流溫呈指數遞減規律，先快后緩。各熱采井下泵初期流溫平均84 ℃，100～200 d后下降到60 ℃左右，之后下降幅度減緩。

3 結論

(1)渤海某油田南區已實施十余口井多元熱流體吞吐試驗，分析了試驗井的注入效果和生產效果，實踐證明多元熱流體吞吐增產效果顯著。

(2)在對試驗井效果分析的基礎上，開展了多元熱流體吞吐試驗井生產特征研究：采用霍爾曲線和視吸水指數研究注熱動態，表明大部分井注熱動態正常；礦場試驗證實油田日產油水平和采油速度翻一番，單井熱采產能較冷采產能提高2～3倍，周期生產表現為“吐水段、高產段、遞減段、低產段”四段式特征，自噴期長，自噴產量高，熱采周期長，周期內遞減符合指數遞減規律；含水下降快，回采水率較高，回采氣率較低；流溫、流壓呈指數遞減特征等。

[1] 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.

[2] 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.

[3] 唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗[J].中國海上油氣，2011,23(3)：185-188.

[4] 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.