海上稠油蒸汽吞吐技術研究

王超 咸國旗

摘 要：稠油開采技術可分為熱采和冷采兩大類，前者作為稠油開采的有效手段已在陸地油田廣泛應用，但由于其對場地和設備的要求，用于海上油田開采具有一定的局限性。適宜開采稠油的工藝技術在國內尚處于研究階段，而國外在這方面已有了一定的發展，例如，HASD（水平井環道加熱蒸汽驅）、SAGD（蒸汽輔助重力泄油）、SD+SAGD（驅泄混合）和HP+SD（多底水平井吞吐+汽驅）等新的開采機理的研究應用有效改善了稠油開發效果。勝利油田渤海油區有一部分非常規稠油油田由于原油黏度高，現有技術和投資條件下，使用注水等常規開發方法非常不經濟，急需在海上實施稠油熱采技術。

關鍵詞：海上;稠油;蒸汽吞吐

中圖分類號：TE132.1 文獻標識碼：A 文章編號：1003-5168（2019）14-0137-02

Steam Stimulation Technology for Offshore Heavy Oil

WANG Chao XIAN Guoqi

（Shengli Oilfield Petroleum Engineering Technology Research Institute， Dongying Shandong 257000）

Abstract： Heavy oil recovery technology can be divided into two categories： thermal recovery and cold recovery. As an effective means of heavy oil recovery， the former has been widely used in land oilfields. However， due to its site and equipment requirements， it has certain limitations in offshore oilfield exploitation. Technologies suitable for heavy oil recovery are still in the research stage in China， but there have been some developments in this field abroad， such as HASD （Horizontal Well Ring Heating Steam Flooding）， SAGD （Steam Assisted Gravity Drainage）， SD+SAGD （Drive-Drainage Mixing） and HP+SD （Multi-Bottom Horizontal Well Huff and Puff+Steam Flooding）， etc. The application has effectively improved the development effect of heavy oil. Some unconventional heavy oil fields in Bohai Oilfield of Shengli Oilfield have high viscosity of crude oil. Under the existing technology and investment conditions， it is very economical to use conventional development methods such as water injection. It is urgent to implement heavy oil thermal recovery technology at sea.

Keywords： offshore;heavy oil;steam stimulation

1 研究背景

通過研究勝利油田渤海5個主力油田油藏流體特征和開發方式，認為不同油藏流體特征下，化學驅、注氣、水平井攜砂冷采、稠油熱采等技術均有其應用領域。不同原油類型油田開發方式對比如表1所示。

勝利油田渤海油區有一部分非常規稠油油田（地下原油黏度大于400mPa·s）。由于原油黏度高，在現有技術和投資條件下，使用注水等常規開發方法已無法滿足開采需求，急需在海上實施稠油熱采技術。目前，海上注蒸汽較為成熟的工程方案有兩種：一是注汽鍋爐及水處理設備撬裝在工程船舶上，在油田海區游弋服務作業;二是注蒸汽流程布置于海上平臺，結合熱采部井方案，為平臺上的多口井提供注汽服務。

勝利油田目前的海上平臺面積受限，無法采用第二種方案將注蒸汽流程布置于平臺，采用第一種工程船舶注汽作業較為可行。委內瑞拉巴查克拉油田的油藏情況與勝利油田渤海油區相似，其蒸汽吞吐工藝采用的就是工程船舶注汽方案，取得了較好的開發效果。本文將重點分析巴查克拉油田蒸汽吞吐工藝，總結工程船舶注汽方案的具體完井、水處理、注汽等工程方案，對勝利油田海上注汽工藝的實施具有重要的借鑒和指導意義。

2 巴查克拉油田蒸汽吞吐工藝

2.1 油田概況

委內瑞拉的巴查克拉油田為全球最大的海上（湖上）采用蒸汽吞吐的油田，位于馬拉開波湖，馬拉開波市東南方向大約75km。巴查克拉油田湖區與岸上部分相連。湖區面積79km2，占整個油藏儲量的53%，地下原油黏度635mPa·s，油層埋深915m，最深水深34m。疏松砂巖油層，滲透率3 000mD，孔隙度33.5%，厚度61m[1]。

油藏是單斜構造，由東北向西南方向傾斜2°～3°，其南、西、西北面以中等活躍水層為界。包含9個疏松砂巖油層，平均埋深915m。

2.2 開發歷程

巴查克拉油田于1934年被發現，在前20年的開發過程中，由于油井產能較低且出砂嚴重，開發效果并不理想。到了20世紀60年代，隨著新防砂技術的發展以及油藏開發程度的加大，日產油量由1963年的5 000桶/d上升到1965年的10 000桶/d，產量翻番，一次冷采的采出程度達到12.6%。1971年，通過采用蒸汽吞吐和加密井網（0.078km2/井）的方式提高開采效果。到1982年，井間距進一步優化為0.026km2/井，采收率因此提高了14%;1995年，側鉆兩口水平井，采用蒸汽吞吐開采方式，增產效果顯著[2]。

2.3 生產概況

截至1995年底，共對325口井進行了860輪次的蒸汽吞吐，蒸汽吞吐生產井285口，日產油量6 349m3，平均單井產油22.4m3/d。

2.4 完井方案

巴查克拉油田采用10-3/4’’的J-55表層套管、7’’的N-80生產套管，均采用A級水泥（2%CaCl2，32%氟硅酸鹽）固井，其中生產套管預加拉力45.4t用來抵消注汽過程中的熱應力。

在開始蒸汽吞吐的1971—1989年，采用的是裸眼礫石充填完井方式。1989年，發現不規則水層的指進現象，從而更換了完井方式，采用套管完井，篩管外礫石充填。采用3-1/2’’的注汽、生產管柱。1971—1991年間，采用旋轉坐封的封隔器，內有脹開心軸。到1992年，開始采用熱張力封隔器。人工舉升方式采用氣舉工藝，井口密封分為兩級，初級密封在生產套管懸掛器上，二級密封在生產套管的延長部分。

環空隔熱采用水玻璃凝膠的方式。蒸汽注入階段，在油套環空注入水玻璃溶液，通過油管注入的蒸汽對環空水玻璃進行加熱，水玻璃持續沸騰最后形成一種固體結痂附著在油管表面，從而對油管進行隔熱，其導熱系數在0.009W/（m·K）。

2.5 水處理方式

由于湖水的硬度、含氧量及固體雜質含量不達標，必須經過水處理后才能作為水源，因此在平底駁船上撬裝傳統鍋爐和水處理設備，為蒸汽吞吐井提供蒸汽。截至1997年，共有8艘平底駁船，其中一艘全機械化的。

2.6 水平井蒸汽吞吐

1995年，有2口井側鉆水平井（400m）進行了蒸汽吞吐，并試驗成功。現場試驗LL-125井吞吐產量48t/d，冷采9.5t/d;LL-3343井吞吐產量80t/d，冷采19t/d，熱采較冷采增產3倍。

3 結論

委內瑞拉的巴查克拉油田的海上（湖上）蒸汽吞吐開采方式是十分成功的，采用平地駁船的注汽開采方式特別適合采用簡易平臺開發的油田，節省工程投資，同時能獲得可觀的經濟效益，對勝利油田渤海油區的海上平臺實施蒸汽吞吐工藝具有重要的指導意義。

參考文獻：

[1]石藝.國內第一個海上蒸汽吞吐油田：月東油田將建成[J].石油鉆采工藝，2008（6）：45.

[2]王志剛，王照亮.單井分層配汽工程設計[J].中國石油大學學報（自然科學版），2000（5）：65-67.