渤海Y油田稠油開采技術應用

柯康，程文佳，仲崇迪(中海油田服務股份有限公司天津分公司，天津 300451)

0 引言

與陸地稠油油田相比，海上稠油油田受空間限制和經濟因素限制，開發方式以經濟效益為中心，以“安全、簡易、快速、高效”為原則[1]。作為國內具有較大規模的海上稠油油田，Y油田既借鑒了陸地稠油開采經驗，又結合海上油田的特點，在經過先導性試驗及Ⅰ、Ⅱ期的大規模開發后，模糊了一、二、三次采油的界限，把三階段的系列技術集成、優化和綜合應用[2]，形成了一套適用于自身油田現狀的高效開發的開采技術。本文針對目前在Y油田采用的稠油開采技術進行應用研究。

1 基本信息

Y油田油藏埋深在1 165～1 540 m范圍內，利用水平井和定向井開采不同的層系。水平井采用三開井身結構：20-3/4″導管錘入；17-1/2″井眼 +13-3/8″套管；12-1/4″井眼 +9-5/8″套管；8-1/2″井眼+7″篩管。定向井采用二開井身結構：20-3/4導管錘入；13-5/8″井眼 +10-3/4″套管；9-1/2″井眼 +7&7-5/8″套管。

所用的套管及篩管均采用110 H級別的基管，為了滿足耐高溫350 ℃的需求，水平井技術套管下段采用125 TT級別的高抗擠套管，定向井油層段采用7-5/8″外加厚套管。

2 開采技術

2.1 井筒清潔技術

井筒清潔是影響一口井完井質量的關鍵因素之一，與儲層保護，管柱下入及坐封密切相關。Y油田采用海上常規井刮管洗井工藝管柱，大排量循環洗井液，直至井筒干凈。

根據搜集的油田儲層敏感性資料，儲層基本為中到強水敏、強酸敏和強堿敏。入井流體應提高抑制性和控制適宜流體密度。因此，使用氯化鉀用來配置完井液，能很好地保護儲層。

2.2 射孔技術

當溫度達到350 ℃時，套管的屈服強度和抗拉強度下降達15%，后續輪次不再顯著變化，下降幅度3%左右[3-4]。對于稠油熱采井，套管強度的校核要綜合考慮射孔引起的強度損傷，以及高溫蒸汽吞吐造成的強度損失[5]。稠油熱采工藝對于射孔器的要求：熱，注得進；油，流得出。

Y油田定向井油頂以上100 m至井底油層段采用的是7-5/8″套管(BG 120TH，50.1 lb/ft)，套管磅級大，套管壁厚達到17.14 mm。在充分考慮套管強度和熱采工藝需求后，Y油田需要較大的注熱通道和泄油面積。

依照海洋石油完井手冊推薦選擇射孔器外徑與套管關系表(7-5/8″ 50.1 lb/ft套管內徑與 7″26 lb/ft一致)，如表 1 所示。

表1 推薦選擇射孔器外徑與套管關系表

推薦的射孔槍外徑為4-1/2″，由于Y 油田射孔段較短，一般都在20 m以內，丟槍卡槍的風險極小。在滿足安全下井、配套打撈工具和其他施工要求等前提下，應盡量選擇外徑大的射孔槍，以增加射孔彈的穿透性能，在Y 油田均采用的是5″的射孔槍。由于射孔段是7-5/8″套管，需匹配深穿透射孔彈，參數如表2所示。

表2 射孔槍和射孔彈的參數

2.3 防砂技術

2.3.1 出砂預測

Y油田是利用蒸汽進行熱采，而蒸汽對地層的出砂情況有較大的影響。由于蒸汽的沖刷作用以及高壓差等原因，造成井底附近地層巖石強度變化，導致地層離散砂或剝離砂被地層產出流體攜帶進入井筒或地面。注熱降低巖石的膠結強度，加劇地層出砂風險。

通過分析本區塊測井資料，計算出儲層段對應B指數，根據《海上油氣田完井手冊》推薦：

B＞2×104MPa不出砂；1.4×104MPa＜B＜2×104MPa輕微出砂；B＜1.4×104MPa嚴重出砂。

通過計算，可以得到Y油田出砂指數小于2×104MPa，低于出砂臨界值，Y油田為高孔高滲稠油油藏，考慮稠油黏度高，對巖石的拖拽能力強，同時所測得的平均聲波時差值大于出砂臨界值95 μs/ft。因此，通過對油藏和地層分析以及理論計算，可以得出Y油田需要進行防砂。

2.3.2 防砂方式

防砂方式選擇依據：地層砂粒度、出砂程度、采液強度及開采方式等。

根據B指數法計算，Y油田B指數數值屬于輕微出砂范圍，考慮Y油田人工舉升方式為管式泵抽吸，出砂容忍度較高，且采液強度低，單井產液量在30 m3左右，因此Y油田采取的篩管簡易防砂的方式。

2.3.3 篩管

通過結合Y油田前期篩管防砂經驗，發現繞絲篩管，金屬網布篩管及割縫管，失效井比例10%左右，生產時間40個月，效果較好。彈性篩管失效比例達62.5%，生產時間27個月，效果一般。

因此，結合防砂方式選擇依據，以及前期生產經驗，目前Y油田采取的防砂方式如下：水平井采用割縫篩管獨立防砂，定向井采用金屬網布篩管獨立防砂。具體篩管信息如表3所示。

表3 Y油田不同井型所用篩管信息

篩管具體的擋砂精度則根據不同層位巖性的粒度中值來選擇。

2.4 人工舉升技術

海上稠油熱采舉升工藝無法直接把陸地稠油熱采技術應用，必須對其進行工藝技術調整，并使用對應的熱采工具及設備[6]。在Y油田Ⅰ期開發過程中，先后試驗過電潛泵、螺桿泵、以及管式泵等人工舉升方式。因電潛泵、螺桿泵耐溫性能不過關無法用于熱采階段等原因，后期Y油田在冷采及熱采階段都一直采用管式泵匹配皮帶式抽油機的人工舉升方式。管式泵結構簡單，成本低，在相同油管情況下，允許下入的泵徑較桿式泵大，適用于下泵深度不大，產量較高的井。57.15 mm泵徑的管式泵理論最大產量能達到74 m3/d。

2.5 降粘技術

由于Y油田50 ℃時地面脫氣原油黏度高達3 600～17 000 mPa·s，無論是冷采還是蒸汽吞吐開采后期，井筒必須采取相應的降粘措施，方可保證油井的正常生產。當油井產液黏度超過3 000 mPa·s時，很難被順利的舉升到地面[1]。

從圖1粘溫曲線中，我們可以看出，采用加熱法的方法，井筒溫度只要維持在60 ℃以上，即可滿足油井的正常需求。目前，在Y油田采取加熱方式有兩種：空心桿電加熱系統和雙空心桿熱水循環系統。

圖1 粘溫曲線圖

2.5.1 空心桿電加熱系統

空心桿電加熱系統是在空心抽油桿內孔中穿入電纜并與空心桿體形成回路，通以不同頻率的交流電，利用內集膚效應在空心桿壁上產生熱能，通過熱傳導，對油管內原油進行全程加熱，以提高油管內原油溫度，降低原油黏度，改善其流動性，從而有效開采高黏度、高凝固點、高含蠟原油[7]。

2.5.2 雙空心桿熱水循環系統

雙空心桿是利用換熱裝置加熱循環介質，通過雙空心桿(內進外出)結構循環流動，加熱井筒原油，降低原油黏度，提高原油流動性，實現油井正常生產。從適用情況來看，對于黏度高的井，效果不如空心桿電加熱方式有優勢[8]。

2.6 蒸汽吞吐技術

Y油田ODP設計方案中開發方式為天然能量和蒸汽吞吐的結合的方式。

室內巖心驅替結果表明，熱采較冷水驅可大幅度提高驅油效率。開展N1gⅡ、E3d1Ⅱ1層蒸汽驅巖心驅替試驗(如圖2、3所示)，相同溫度下蒸汽驅的驅油效率高于熱水驅、冷水驅。200 ℃蒸汽驅時驅油效率可達75%以上，較冷水驅提高30%。

圖2 某井N1gⅡ驅油效率曲線

圖3 某井E3d1Ⅱ1驅油效率曲線

蒸汽吞吐是稠油開發中最普遍采用的方法，Y油田單井熱采階段進行蒸汽吞吐的基本信息如下：

注汽：本周期設計注汽強度300 t/m，設計注汽量1 740 t，注汽壓力低于16 MPa，并伴有氮氣，設計氮氣伴注量40 000 Nm3，鍋爐出口注汽干度大于70%。注汽速度不低于14 t/h。

燜井：燜井時間5天或者燜井至壓降低于0.2 MPa/d。

放噴：注汽穩定后，要求注汽連續均勻平穩，放噴過程要連續，注意控制生產壓差，防止地層出砂。

轉抽：放噴結束后，熱水洗井，起出井下注汽管柱，下入抽油泵。

為了保證井底蒸汽干度，Y油田運用了高效隔熱技術。

(1)真空隔熱油管。注汽隔熱管柱，全部采用真空隔熱管，隔熱等級為E級，視導熱系數為0.002≤λ＜0.006。

(2)氮氣隔熱技術。氮氣是一個良好的井筒隔熱材料，將氮氣注入油套環空，可以很好地起到隔熱效果。

(3)熱敏封隔器。熱敏封隔器又稱為膨脹封隔器，主要依靠熱敏元件在高溫下膨脹，在低溫下收縮的特點，來實現封隔的目的。它可防止流體上竄直油套環空，保護套管，減少井筒熱量損失。

3 效果及結論

(1)渤海Y油田已經進行了Ⅰ、Ⅱ期大規模開發，在充分理論研究和現場實踐后，形成了一套既符合理論依據又結合本油田實際且有良好實施效果的海上油田稠油開發技術。

(2)渤海Y油田作為海上油田，其工程建設、勘探開發等投入成本都遠超陸地油田，應適當提高開采速度。因此，可根據實際考慮效率更高的人工舉升方式以提高單井產量。

(3)渤海Y油田采用注采兩趟工藝管柱，存在著換管柱增加費用以及洗壓井液對油層造成額外傷害。因此，后續可考慮注采一體化管柱，能實現注熱和采油兩種工藝[9]。

(4)渤海Y油田在勘探開發方式等方面完全符合海上油田特點，但人工島的開發載體又與常規海上鋼結構平臺存在較大區別，因此，該油田稠油開采技術應用研究對常規的海上油田開發有著一定的指導意義。