徐文娟，楊洪濤，解傳昕，張 浩，徐玉霞，張 潔

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450）

1 前言

1.1 渤海油田稠油熱采開發(fā)歷程

2010 年渤海油田開始稠油熱采[1]試驗，DT35-2 油田蒸汽吞吐開發(fā)年產(chǎn)油0.26×104m3；2014 年SL27-2 油田投產(chǎn)，當年渤海油田稠油熱采開發(fā)年產(chǎn)油9.05×104m3，達到階段產(chǎn)量高峰，表明海上稠油可實現(xiàn)稠油熱采規(guī)模有效開發(fā)。

2020 年開始DT35-2 油田B36M 蒸汽驅(qū)試驗井組、SL21-2 油田蒸汽吞吐、SL5-2 油田蒸汽吞吐、BY1-1 油田5 井塊低溫注熱吞吐試驗等區(qū)塊陸續(xù)建成投產(chǎn)，2021 年完成稠油產(chǎn)量超25.00×104m3、2022 年完成稠油產(chǎn)量超40.00×104m3，渤海油田稠油熱采開發(fā)進入快速上漲階段。

1.2 渤海油田稠油熱采開發(fā)效果分析

渤海油田稠油熱采開發(fā)主要分布在DT35-2、SL27-2、SL21-2、SL6-2、SL5-2、SL5-2N、BY1-1 等油田。

從熱采累產(chǎn)油與注入量的油汽比[2]來看開發(fā)效果（表1），DT35-2 油田蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)效果最好，SL27-2、SL21-2 油田次之，BY1-1 油田較差；SL5-2N油田才進行第一輪蒸汽吞吐，生產(chǎn)時間短，效果待進一步觀察。

表1 渤海油田稠油蒸汽吞吐熱采開發(fā)效果分析

SL6-2 油田效果最差，僅有A5 井進行了蒸汽吞吐開發(fā)，原因在于注入壓力高、注熱量低、原油乳化[4]。設(shè)備注熱壓力在17.89～17.93 MPa 波動、油壓16.60 MPa；生產(chǎn)初期井口溫度48 ℃，因井底流壓下降過快而間歇性產(chǎn)液，高峰日產(chǎn)油8.90 m3，擠注高效增溶降壓劑也僅提液幾天，降黏效果不明顯。

SL5-2-A32S1 井油汽比0.72 m3/t，SL5-2 油田注熱前含水率在90.00%以上，存在邊底水突進，在沒有做好壓水的情況下開展蒸汽吞吐，注熱熱損失[3]較大，生產(chǎn)初期井口溫度在50～55 ℃，生產(chǎn)過程含水率較高在80.00%以上。

2 開發(fā)經(jīng)驗

渤海油田稠油蒸汽吞吐開發(fā)取得了技術(shù)突破和可觀的經(jīng)濟效益，為保障國家能源安全做出了突出貢獻，在投產(chǎn)初期井口最高溫度、蒸汽注熱量方面的一些經(jīng)驗值得引起重視。

2.1 投產(chǎn)初期井口最高溫度

投產(chǎn)初期井口最高溫度本文表述為初期井口溫度，由圖1 可以看出，渤海油田蒸汽吞吐初期井口溫度與高峰日產(chǎn)油、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油成正相關(guān)關(guān)系，初期井口溫度越高，高峰日產(chǎn)油、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油越高。

圖1 初期井口溫度與高峰日產(chǎn)油、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油關(guān)系圖版

初期井口溫度與高峰日產(chǎn)油呈線性函數(shù)關(guān)系。初期井口溫度與周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油呈指數(shù)函數(shù)關(guān)系。初期井口溫度小于110 ℃，周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油增長較緩慢；初期井口溫度大于110 ℃，周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油增長速度變快。表明溫度是稠油熱采的敏感性參數(shù)（圖1）。初期井口溫度與注熱溫度、注入量有直接關(guān)系，升高溫度既可以破壞原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)形成的結(jié)構(gòu)所造成的屈服應(yīng)力，又可以使分子熱運動加劇，降低塑性黏度。稠油的剪切應(yīng)力會隨著溫度的增大而減小，改變原油的流變性[1]、降低原油黏度使其呈現(xiàn)牛頓流體流變特性才能提高原油的采收率。

渤海灣SL6-2 油田的原油對溫度相當敏感，當溫度由50 ℃提高至90 ℃時，原油黏度從2 742.0 mPa·s下降至176.2 mPa·s，黏度降低近15.5 倍[5-6]。

DT35-2 油田B36M 蒸汽驅(qū)試驗井組采用過熱蒸汽驅(qū)[7]開發(fā)效果更為明顯（圖2），自2022 年3 月以來，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油持續(xù)上升，含水率還略有下降。

圖2 DT35-2 油田B36M 井組蒸汽驅(qū)生產(chǎn)曲線

2.2 注入量

渤海油田蒸汽吞吐注入量與高峰日產(chǎn)油、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油成正相關(guān)線性關(guān)系（圖3），注入量越大，高峰日產(chǎn)油、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油越高，所以在設(shè)計方案和注熱過程中，在保證不發(fā)生氣竄、水竄的前提下，盡可能的加大注入量。

圖3 注入量與高峰日產(chǎn)油、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油關(guān)系圖版

渤海油田蒸汽吞吐注入量與初期井口溫度呈正相關(guān)高階多項式關(guān)系，在注入量小于6 000 t 以前初期井口溫度增長速度較快（圖4），在注入量大于6 000 t 以后增長速度變緩；而目前井口溫度與注入量呈二項式函數(shù)關(guān)系，隨注入量增加、熱焓增加，目前井口溫度增高，井下流溫也增高（井底流溫與井口溫度正相關(guān)），累產(chǎn)油也就增加，進一步表明了溫度是稠油熱采的關(guān)鍵參數(shù)。

圖4 渤海油田稠油蒸汽吞吐注入量與初期、目前井口溫度、累產(chǎn)油關(guān)系圖版

3 存在問題及對策

渤海油田稠油蒸汽吞吐開發(fā)過程中暴露注熱、熱采、地質(zhì)油藏問題共12 項167 井次（表2），對熱采效果產(chǎn)生了嚴重影響。

表2 渤海油田稠油蒸汽吞吐開發(fā)中暴露問題

3.1 注熱問題及防治手段

渤海油田蒸汽吞吐97 井次，蒸汽注入存在注熱設(shè)備故障、注熱完成率低、氣竄熱損失等問題50 井次，占總井次數(shù)的52.63%，對蒸汽吞吐效果有較大影響（圖5），受注熱影響累產(chǎn)油點基本上都在累產(chǎn)油回歸線附近。

圖5 渤海油田蒸汽吞吐注熱問題對累產(chǎn)油的影響

注熱設(shè)備故障是在注熱過程中發(fā)生的地面管閥刺漏、注入管柱刺漏、采油樹刺漏、鍋爐故障、氮氣設(shè)備故障等因各種設(shè)備刺漏、故障影響注汽時效，調(diào)運平臺設(shè)備需要做好檢測、維護，降低注熱施工周期，減小熱焓損失，提高熱利用效率。

注熱完成率低表現(xiàn)為注入壓力高注不進，主要原因可能是儲層污染，儲集物性變差，可考慮注入前酸化解堵或微壓裂擴容作業(yè)。

氣竄熱損失是注入過程中，蒸汽沿儲層物性好的優(yōu)勢通道向鄰近井中注入，降低了本井的熱焓，影響注熱井產(chǎn)出，可考慮注入前注入氮氣泡沫[8]或凝膠，在注蒸汽過程中大部分井已開展了氣竄防治，部分井還存在氣竄，需要強化地質(zhì)油藏研究，通過數(shù)值模擬精準預測泡沫或凝膠用量。

水竄是熱蒸汽溝通了邊底水，不僅造成了熱損失，而且造成含水率大幅升高，可以考慮注入蒸汽前注入氮氣泡沫或凝膠壓水[8]。

3.2 熱采問題及對策

熱采影響稠油蒸汽吞吐開發(fā)效果的主要因素是熱采生產(chǎn)時間短、初期井口溫度低、初期注熱溫度低和電潛泵故障，渤海油田稠油蒸汽吞吐開發(fā)共表現(xiàn)有45 井次，占總井次數(shù)的47.37%。

熱采初期井口溫度低的主要原因是由于注入蒸汽溫度低，注入熱焓低，當然還存在氣竄熱焓損失問題，應(yīng)對策略就是盡可能提高注入蒸汽溫度或增大注入量，避免熱蒸汽竄入水區(qū)，損失了加熱稠油的熱焓，可考慮注氮氣壓水[8]、氮氣+水濕性堵劑膠囊或尿素[9]。

生產(chǎn)時間短主要是由于注熱后熱采時間短造成的，受生產(chǎn)時間短影響的累產(chǎn)油點基本上都位于累產(chǎn)油回歸線的下方（圖6），隨著熱采時間的進行，累產(chǎn)油必然會增長；當然也有一些生產(chǎn)時間短是由于砂堵泵故障或生產(chǎn)管柱更換困難，長期停井所致，需要大修件或側(cè)鉆。

圖6 熱采問題對累產(chǎn)油的影響

渤海油田稠油蒸汽吞吐開發(fā)熱采方式主要為放噴、電潛泵、射流泵和螺桿泵。電潛泵故障主要是由于原油稠、出砂、儲層污染等原因造成的泵故障。

3.3 地質(zhì)油藏問題及解決思路

蒸汽吞吐開發(fā)過程中，暴露的地質(zhì)油藏問題共發(fā)生72 井次，占總井次數(shù)的75.79%，由圖7 來看，暴露的地質(zhì)油藏問題有出砂、邊底水突進、原油乳化和油藏壓力水平低等，對蒸汽吞吐累產(chǎn)油有著重要影響。

圖7 蒸汽吞吐過程中暴露的地質(zhì)油藏問題對累產(chǎn)油的影響

渤海油田上第三系明化鎮(zhèn)組、館陶組砂巖儲層成巖程度低、砂巖疏松，防砂管柱應(yīng)用不合適或破損，極容易在熱采過程中出砂，DT35-2 油田出砂井較多，雖然整體是出砂井出現(xiàn)頻率不高，可傷害風險極大，嚴重出砂6 井次，造成泵故障，砂埋打撈困難，大修或側(cè)鉆。

注熱過程溝通邊底水，不僅造成熱損失，還容易在熱采過程中出現(xiàn)邊底水突進，是蒸汽吞吐熱采最嚴重的問題，需要在注熱過程中前置氮氣壓錐。SL21-2、SL5-2、SL5-2N 油田出現(xiàn)水竄井較多，SL21-2 油田后期和第二輪注熱前置氮氣壓水13 井次，8 口井徹底壓制邊底水，實施有效率61.54%。

原油乳化的程度與溫度有直接關(guān)系，熱采初期井口溫度低于105 ℃就有可能出現(xiàn)原油乳化，SL27-2 油田A23H 井多輪次蒸汽吞吐開發(fā)中出現(xiàn)稠油乳化。通過加降黏劑[10]、摻水降黏結(jié)合超頻提液生產(chǎn)，乳化問題得到緩解。

油藏壓力水平低表現(xiàn)為注熱順暢，熱能擴散快，熱采期產(chǎn)液能力低；油藏壓力保持水平低往往是由于冷采開發(fā)持續(xù)時間長，油藏邊底水能量弱、沒有注水等方式補充能量，在BY1-1 油田，蒸汽吞吐6 口井，平均垂深1 403.43 m，平均靜壓6.8 MPa、壓力保持水平僅48.5%，在蒸汽吞吐注熱過程中可前置助排劑（二氧化碳、氮氣或尿素），加大蒸汽注入量，增加油藏能量。

蒸汽吞吐開發(fā)實施前，需要加強地質(zhì)油藏研究，提前做好預防、治理，規(guī)避風險。

4 措施及效果

渤海油田稠油蒸汽吞吐增油措施有擴容作業(yè)、氮氣壓水、加降黏劑和換泵作業(yè)，共開展增產(chǎn)措施37 井次，占總井次數(shù)的38.95%，按累產(chǎn)油大于1.00×104m3增產(chǎn)有效共21 井次，占措施總井次數(shù)的56.76%（圖8）。

圖8 蒸汽吞吐增產(chǎn)措施對累產(chǎn)油的影響

稠油井微壓裂擴容技術(shù)可以大幅度提高油井產(chǎn)量，同時還能節(jié)約采油成本，提高采收率。渤海油田稠油蒸汽吞吐在SL21-2 油田B7H、B11H 井第二輪注熱前開展了2 井次擴容作業(yè)（圖9），增油效果不明顯，但增注效果明顯，注熱完成率分別由69%、45%提高到100%。

圖9 蒸汽吞吐增注、增產(chǎn)措施工作量統(tǒng)計分析

稠油熱采開發(fā)中氮氣壓水過程實際上是一個氮氣驅(qū)油水混合帶、油水混合帶驅(qū)水的一個過程。渤海油田稠油蒸汽吞吐開發(fā)氮氣壓水實施13 井次，占總井次數(shù)的13.40%，按累產(chǎn)油大于1.00×104m3增產(chǎn)有效共8 井次，占措施總井次數(shù)的61.54%。

加降黏劑可導致熱采含水率、井底流溫、井口溫度上升，原油與水混合物黏度下降，解除原油乳化。渤海油田稠油蒸汽吞吐熱采過程中加降黏劑實施16 井次，占總井次數(shù)的16.49%，按累產(chǎn)油大于1.00×104m3增產(chǎn)有效共11 井次，占措施總井次數(shù)的68.75%。

渤海油田稠油蒸汽吞吐熱采過程換泵作業(yè)中電潛泵故障原因主要為流量不足、原油黏度過高、出砂或雜物堵塞，實施6 井次，占總井次數(shù)的6.19%，按累產(chǎn)油大于1.00×104m3增產(chǎn)有效共2 井次、占措施總井次數(shù)的33.33%，不解決低產(chǎn)（儲層污染，油藏壓力水平低）、出砂等問題，換泵作業(yè)效果依然差，并且電潛泵會反復出問題，目前推廣應(yīng)用射流泵注采一體化工藝，有效解決了泵故障問題。

5 結(jié)論及建議

（1）渤海油田稠油熱采開發(fā)經(jīng)過10 多年的嘗試和關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，取得了可喜的成績，進入了高速發(fā)展階段；

（2）稠油熱采開發(fā)效果與熱采初期溫度呈正相關(guān)關(guān)系，取決于注熱蒸汽溫度，需要根據(jù)各油田溫敏曲線確定合理注熱溫度；

（3）蒸汽注入量與初期、目前井口溫度、高峰、周期平均日產(chǎn)油、累產(chǎn)油呈正相關(guān)線性關(guān)系，需要盡可能的增加注入量，增加熱焓；

（4）強化地質(zhì)油藏研究，明確儲層污染、出砂、水竄、氣竄、油藏能量保持水平等風險，并且在注熱前做好相應(yīng)防護和處理；

（5）強化稠油熱采過程資料監(jiān)測、設(shè)備檢測，及時生產(chǎn)跟蹤，降低風險，提高生產(chǎn)時效。