海上油田稠油热采技术探索及应用

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　　摘 要：目前，我国已建成了四大稠油生产区：辽河油田、新疆油田、胜利油田及河南油田。渤海油田稠油热采技术起步较晚，但储量丰富。目前开发主要以常规开发为主，部分油田开展化学驱采油，热采处于探索试验阶段。本文主要结合目前海上油田特殊的环境条件、油藏类型和井型特点，介绍了稠油热采的几种常规技术以及海上稠油热采的探索应用和问题。
　　关键词：稠油热采;蒸汽吞吐;蒸汽驱;海上油田
　　中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2019）05-0055-02
　　Abstract： At present， China has built four major heavy oil production areas： Liaohe Oilfield， Xinjiang Oilfield， Shengli Oilfield and Henan Oilfield. The thermal recovery technology of heavy oil in Bohai Oilfield started late， but it has abundant reserves. At present， conventional development is the main way of development， chemical flooding is carried out in some oilfields， and thermal recovery is in the exploratory and experimental stage. This paper mainly introduced several conventional technologies of heavy oil thermal recovery and the exploration， application and problems of heavy oil thermal recovery in offshore oilfields， combining with the special environmental conditions， reservoir types and well characteristics of offshore oilfields.
　　Keywords： heavy oil thermal recovery;steam huff and puff;steam flooding;offshore oil field
　　目前，渤海湾地区发现的稠油地质储量占总储量的87.3%，其中地下原油黏度大于400mPa·s的稠油探明地质储量达2.466 9亿m3[1]，热采潜力巨大。由于海上油田环境的特殊性，稠油熱采开发研究起步较晚。自2008年以来，逐步开展了多元热流体和蒸汽吞吐的热采先导性试验研究，取得了明显的增产效果，为后续海上稠油热采技术的规模化应用奠定了基础。
　　1 渤海油田稠油热采难点
　　自2008年以来，在渤海湾地区逐步开展了多元热流体和蒸汽吞吐的热采先导性试验研究，取得了一定的效果，但困难仍然很多，主要表现在以下几个方面。
　　①注水层间及层内矛盾突出。主要表现为注水井各层吸水不均，各油井水驱状况差异大。
　　②水油流度比大，含水上升快。位于过渡带区域的油井均已进入高含水阶段。
　　③稠油热采热量损失大，热效率低。油藏埋藏较深，导致沿程热损失严重，井底难以产生蒸汽干度;底水储量比例大，难以保证热采效果。
　　④海上平台受空间、承重、资源不便等限制，陆地油田许多开发经验不适用于海上[2]。
　　2 常用的热采技术
　　2.1 蒸汽吞吐
　　蒸汽吞吐是先向油井注入一定量的高温高压蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。其主要作用机理为：加热降黏作用[3];加热后油层弹性能量的释放;回采过程中吸收余热;蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用;蒸汽膨胀的驱动作用;溶剂抽提作用;改善油相渗透率的作用;预热作用。
　　2.2 蒸汽驱
　　蒸汽驱采油[4]，是由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽，蒸汽不断加热油层，从而大大降低了地层原油的黏度，将原油驱赶到生产井的周围，并被采到地面上来。主要采集原理为：降黏机理;蒸汽的蒸馏机理;热膨胀机理;油的混相驱机理。
　　3 渤海油田稠油热采技术应用
　　渤海某油田A22H井是一口水平井，该井斜深2 414.67m，垂深1 303.86m，预测实钻储层厚度8m，水平段部署在距底3/8厚度处，水平段长度300m，地层原始压力12.6MPa，地层压力高，计划对该井实施蒸汽吞吐测试。
　　3.1 注汽工艺
　　为降低井筒热损失，隔热油管下深至水平段封隔器上端，采用油管注蒸汽，油套环空注氮气，同时伴注除氧剂的注汽工艺，保证隔热、防腐，控制套管抬升（见图1）。
　　3.2 焖井时间
　　焖井时间对周期产油量影响不大，但它能使压力稳定并促使蒸汽在加热带内消失，扩大蒸汽带。同时，蒸汽凝结成水，从而减少开井生产时液体带出的热量。A22H井焖井时间5d，其后放喷，产液温度为75～90℃。
　　3.3 生产情况
　　该井下入电潜泵进行生产，从生产曲线可以看出，井底温度和干度对热采高峰产能、有效期及周期增油量影响明显，通过数值模拟设计在340℃、干度0.4情况下，第一周期累产油1.36×104m3。实际注汽情况下预测第一周期累产油0.9×104m3，第一周期的有效热采时间为7个月（210d），该井累计热采生产210d，累产油8 234.72m3，油/汽比2.74（见图2）。
　　4 结论
　　①蒸汽吞吐技术成功在渤海湾地区进行了现场应用，顺利完成注汽、焖井、放喷和下泵生产，取得了较好的效果，为下一步大规模开发渤海稠油油田提供了良好的依据和基础。
　　②渤海地区稠油热采仍处于起步阶段，需要继续对热采套管、热采固井技术、热采井口、热采防砂等技术进行进一步的探索研究，以形成适合海上油田的整套热采工艺。
　　参考文献：
　　[1]唐晓旭.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J].中国海上油气，2011（3）：185-188.
　　[2]谭忠健.海上探井特稠油热采测试技术研究及应用[J].中国海上油气，2012（5）：6-10.
　　[3]邵恒玉.稠油热采技术的发展趋势研究[J].中国石油和化工标准与质量，2012（4）：67.
　　[4]闫欢欢.稠油热采技术现状及发展趋势[J].石油化工，2014（32）：2.
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