渤海油田熱采井注采分離一體化技術(shù)研究

司念亭， 王旭東， 馮 碩， 李 輝， 郭雯霖， 王 曼

(1中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 2中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司)

目前渤海灣已發(fā)現(xiàn)南堡35-2、旅大5-2N、旅大27-2等20多個(gè)稠油油田[1]，這些油田具有儲(chǔ)量大、埋藏深、滲透率高、孔隙度大、膠結(jié)疏松等特點(diǎn)[2]。自2008年以來(lái)，中海油先后在南堡35-2油田、旅大27-2油田開(kāi)展了多元熱流體吞吐及蒸汽吞吐試驗(yàn)，取得了顯著的增產(chǎn)效果[3]。然而渤海稠油熱采目前主要采用“注熱和生產(chǎn)分離兩趟管柱”的常規(guī)吞吐模式[4]，采用的注采管柱注入段和采出段一致，并未采取有效的分隔措施，一方面存在著儲(chǔ)層動(dòng)用程度不均衡、油井產(chǎn)能低的問(wèn)題[5];另一方面篩管局部多輪次吞吐過(guò)程中易破損，造成砂卡、砂埋現(xiàn)象，后續(xù)作業(yè)難度大，影響了熱采開(kāi)發(fā)效果[6-9]。

經(jīng)過(guò)技術(shù)攻關(guān)，設(shè)計(jì)了適用于海上油田熱采井的注采分離一體化管柱，研發(fā)了配套工具，分析優(yōu)化了熱采井工作參數(shù)，同時(shí)進(jìn)行了應(yīng)用效果對(duì)比。

一、同井注采分離一體化管柱設(shè)計(jì)

1. 同井注采分離一體化管柱結(jié)構(gòu)

同井注采分離一體化管柱(圖1)主要由高溫井口、真空隔熱油管、普通油管、頂部封隔器、密封筒、產(chǎn)出閥、高溫插入密封、注入閥及引鞋等組成。實(shí)際管柱組配中需要結(jié)合熱采模型合理布置一定數(shù)量的高溫注入閥及產(chǎn)出閥。

圖1 同井注采分離一體化管柱示意圖

2. 同井注采分離一體化管柱工作原理

管柱結(jié)構(gòu)中，高溫插入密封器用于水平段的分隔[10]。高溫注入閥和產(chǎn)出閥是注采分離一體化管柱的關(guān)鍵工具。高溫注入閥主要由本體、密封絲堵、彈簧、卡簧等組成。流體從高溫注入閥內(nèi)部向外部單向?qū)ǎ哂袉瘟鞴δ堋８邷禺a(chǎn)出閥主要由本體、密封絲堵、彈簧、卡簧、活塞、密封球等組成。同樣具有單向?qū)üδ埽试S流體從外向內(nèi)單向?qū)ǎ瑢?shí)現(xiàn)單流產(chǎn)出。注入期間高溫流體通過(guò)高溫注入閥進(jìn)入油層、熱能向油層深部擴(kuò)散。燜井一段時(shí)間開(kāi)井，地層流體通過(guò)高溫產(chǎn)出閥流入井筒，從而實(shí)現(xiàn)同井高溫流體注入段與產(chǎn)出段的局部分離[11]。

二、注采參數(shù)及注采管柱優(yōu)化

1. 注采參數(shù)模擬

1.1 模型建立

根據(jù)B-1井油藏物性參數(shù)建立了地層模型，模型參數(shù)見(jiàn)表1。網(wǎng)格精細(xì)程度能夠反映注采過(guò)程中油藏儲(chǔ)層物性的影響及流體的運(yùn)動(dòng)變化規(guī)律[12-14]，此處模型網(wǎng)格數(shù)30×30×5=4500，模型網(wǎng)格劃分時(shí)縱向上分有5個(gè)模擬層，網(wǎng)格步長(zhǎng)2 m；平面上有30×30個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長(zhǎng)25 m。

表1 B-1井模型參數(shù)表

1.2 注入?yún)?shù)優(yōu)化

1.2.1 注入溫度優(yōu)化

注入溫度直接反映了熱流體攜帶熱量的多少，是注采參數(shù)最重要參數(shù)之一。注入溫度可分為井口溫度和井底溫度，注入過(guò)程中，井筒的沿程熱損失使得井底溫度小于井口溫度，而實(shí)際用于加熱油藏的有效熱量也相應(yīng)減少，此處優(yōu)化的注入溫度為井底溫度,如圖2所示。

圖2 不同溫度下周期產(chǎn)油量

圖2看出，井底注入溫度越高，生產(chǎn)效果越好。綜合考慮井下固完井系統(tǒng)耐溫性能、設(shè)備注入能力及原油黏溫關(guān)系，建議井底注入溫度為240℃。

1.2.2 周期注入量?jī)?yōu)化

對(duì)熱采吞吐，周期注入量直接影響吞吐開(kāi)采的效果。向油藏注入熱量越大，加熱范圍越大，產(chǎn)量越高隨注入量的增加，產(chǎn)量增加幅度減小[15]。按照注入溫度為240℃分別計(jì)算了不同周期注入量(1 000 m3、1 500 m3、2 000 m3、2 500 m3、3 000 m3)的日產(chǎn)油量(圖3)、累產(chǎn)油量以及油氣比(圖4)。

圖3 不同周期注入量的日產(chǎn)油對(duì)比

圖4 不同周期注入量的累產(chǎn)油及油氣比對(duì)比

由圖3、圖4可以看出，隨著周期注入量的增加，累產(chǎn)油量增加，同時(shí)考慮到油氣比降低情況，建議B-1井周期注入量為2 000 m3。

1.2.3 燜井時(shí)間優(yōu)化

對(duì)于熱采井而言，合理的燜井時(shí)間能夠提高熱利用率，燜井時(shí)間過(guò)短，熱流體不能充分加熱油層；燜井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，又會(huì)加大向頂?shù)咨w層的熱損失。結(jié)合數(shù)模優(yōu)化結(jié)果，建議燜井時(shí)間為3 d。

2. 注采分離管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化

根據(jù)注采參數(shù)及儲(chǔ)層物性差異，通過(guò)軟件計(jì)算、布置高溫注入閥、高溫產(chǎn)出閥的數(shù)量與位置，實(shí)現(xiàn)注采分離一體化，確保均勻注入、合理產(chǎn)出，提高采收率[16]。注入閥和產(chǎn)出閥有兩種布置方法，集中布置可使水平井段熱流體注入段與采油產(chǎn)出段分離，防止局部反復(fù)注采破壞篩管，降低井筒出砂的風(fēng)險(xiǎn)[16]。而交替布置注入閥與產(chǎn)出閥管柱適用巖性差異較大、不易出砂的儲(chǔ)層，能針對(duì)地層巖性差異選擇性下入產(chǎn)出閥與注入閥，實(shí)現(xiàn)精細(xì)化注采。

2.1 集中布置注入閥與產(chǎn)出閥管柱

2.1.1 水平段注采段長(zhǎng)度優(yōu)化

利用基礎(chǔ)模型，分別模擬對(duì)比了水平段生產(chǎn)層段：注入層段為200 m∶100 m、150 m∶150 m、100 m∶200 m的生產(chǎn)效果，方案設(shè)計(jì)見(jiàn)表2。

表2 不同水平段生產(chǎn)層段、采出層段的方案設(shè)計(jì)

通過(guò)計(jì)算，發(fā)現(xiàn)在相同注入量情況下水平段生產(chǎn)層段越長(zhǎng)，累產(chǎn)油越高，但生產(chǎn)層段長(zhǎng)度達(dá)到150～200 m后，累產(chǎn)油增幅變小。綜合考慮注入情況，建議注入層段為150 m∶150 m為宜。

2.1.2 水平段注采管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

按照水平段150 m注入層段+150 m產(chǎn)出層段的原則，考慮減少生產(chǎn)流動(dòng)阻力、增大過(guò)流面積的條件下，通過(guò)軟件優(yōu)化設(shè)計(jì)。水平段管柱設(shè)計(jì)從井底向上依次為：高溫注入閥5個(gè)+高溫插入密封器+高溫采出閥10個(gè)。

2.2 交替布置注入閥與產(chǎn)出閥管柱

交替布置適用巖性差異較大、不易出砂的儲(chǔ)層，能針對(duì)地層巖性差異選擇性下入產(chǎn)出閥與注入閥，實(shí)現(xiàn)精細(xì)化注采。

2.2.1 水平段注采段長(zhǎng)度優(yōu)化

通過(guò)軟件結(jié)合儲(chǔ)層狀況模擬分析B-1井前兩次注熱的地層溫度分布情況，模擬結(jié)果見(jiàn)圖5。顯示水平段前后兩端(0～70 m層段，230～300 m層段)的受熱效果較好，而水平段中部160 m層段受熱效果較差。根據(jù)模擬結(jié)果，建議第三輪次注熱水平段中間160 m以注入閥為主，水平段前后兩段各70 m以產(chǎn)出閥為主。

圖5 B-1井前兩輪注熱水平段溫度分布

2.2.2 水平段注采管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

按照水平段末段70 m層段產(chǎn)出為主+中間160 m層段注入為主+前段70 m層段產(chǎn)出為主的原則，通過(guò)軟件交替布置水平段的產(chǎn)出閥與注入閥，優(yōu)化設(shè)計(jì)水平段注采分離管柱[5]。水平段管柱設(shè)計(jì)從井底向上依次為：產(chǎn)出閥+注入閥+產(chǎn)出閥2個(gè)+注入閥+產(chǎn)出閥+注入閥2個(gè)+產(chǎn)出閥+注入閥2個(gè)+產(chǎn)出閥+注入閥2個(gè)+產(chǎn)出閥+注入閥+產(chǎn)出閥2個(gè)+注入閥+產(chǎn)出閥。

三、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

1. 效果預(yù)測(cè)及管柱優(yōu)選

根據(jù)注入?yún)?shù)優(yōu)化結(jié)果，預(yù)測(cè)了B-1井第三輪次熱采采用兩種不同的注采分離一體化管柱的效果。預(yù)測(cè)結(jié)果表明采用注采分離一體化管柱，周期累產(chǎn)油可提高1.1～1.2倍，此井采用交替布置注采閥的效果優(yōu)于集中布置。

1.1 集中布置注入閥與產(chǎn)出閥

通過(guò)軟件模擬預(yù)測(cè)了B-1井集中布置，不同輪次注熱后的水平段溫度分布如圖6所示。預(yù)測(cè)B-1井第三輪次注熱采用注采分離一體化管柱，可明顯改善水平段受熱并有效預(yù)防局部反復(fù)注采破壞篩管，預(yù)測(cè)周期累產(chǎn)油可提高約1.1倍。

圖6 B-1井三輪次注熱水平段溫度分布

1.2 交替布置注入閥與產(chǎn)出閥

通過(guò)軟件模擬預(yù)測(cè)了B-1交替布置井不同輪次注熱后的水平段溫度分布如圖7所示。預(yù)測(cè)B-1井第三輪次注熱采用注采分離一體化管柱，可明顯提高水平段中部的受熱情況，改善開(kāi)采效果，預(yù)測(cè)周期累產(chǎn)油可提高1.2倍。

圖7 B-1井第三輪注熱后水平段溫度變化曲線

圖8 B-1井第三輪注熱后水平段溫度變化曲線

2. 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

B-1井采用交替布置注入閥與產(chǎn)出閥的注采分離一體化管柱，進(jìn)行了第三輪多元熱流體吞吐。累計(jì)注入水當(dāng)量3 000 t。注熱結(jié)束,該井水平段溫度變化曲線如圖8所示。整個(gè)水平段溫度曲線比較平緩，吸汽剖面得到有效改善。該井于2017年6月14日開(kāi)始啟泵生產(chǎn)，截至到2018年2月7日累計(jì)產(chǎn)油6 515 t，相比上一周期，增幅30.4%，達(dá)到了改善水平段動(dòng)用程度，提高采收率的目的。

四、結(jié)論與建議

(1)熱采井注采分離一體化技術(shù)可實(shí)現(xiàn)熱采井水平段分段均勻注汽、提高水平段動(dòng)用程度，降低多輪次吞吐井筒出砂的風(fēng)險(xiǎn)，延長(zhǎng)熱采井壽命，提高熱采經(jīng)濟(jì)效益。

(2)通過(guò)數(shù)值模擬優(yōu)化注采參數(shù)、水平段注采長(zhǎng)度，合理布置高溫插入密封器、高溫注入閥與高溫產(chǎn)出閥，達(dá)到合理配置注采資源，實(shí)現(xiàn)注采分離一體化。

(3)熱采井注采分離一體化技術(shù)為高效開(kāi)發(fā)海上稠油油田提供了一種新的技術(shù)手段，能實(shí)現(xiàn)良好的經(jīng)濟(jì)效益，建議在海上熱采井推廣應(yīng)用。