海上稠油油田地熱水驅工藝技術研究及實踐*

薛德棟 程心平 鄭春峰 馬喜超 鄭靈蕓 張磊

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司)

0 引 言

稠油熱水驅是一種熱水和冷水非混相驅替原油的過程，注熱水具有降低原油黏度、改善原油流度比、改變殘余油飽和度和油水相對滲透率、改變熱流體與巖石的熱膨脹、在一定程度上避免形成高黏油帶等優點，與注常規水相比可大幅提高稠油油藏原油采收率。

M油田是海上普通稠油油田，該油田具有儲層面積大、厚度薄、坡度緩，同時地層原油黏度較高、流動性較差等特點，在開發過程中存在地層能量衰竭快、產量遞減迅速的問題。為補充地層能量，實現高效快速開發，注水開發成為一種有效手段[1-3]。但稠油油田面臨著水驅效果有限的難題，與陸地油田采用的蒸汽驅等熱采方式相比，受平臺空間限制，無法實現蒸汽驅規模化應用。M油田縱向上共生有系列巨厚水層，上部稠油油藏與深部水系間存在的溫差為稠油開發提供了豐富的地熱資源，為稠油地熱水驅工藝技術的開展提供了基礎條件[4]。針對M油田開發特點，筆者研發了一種海上稠油油田地熱水驅工藝，并研發了配套工具。通過現場實施，該工藝對于改善油田開發效果、提高稠油油田采收率具有重大意義。

1 M油田地熱水驅地質油藏條件

在地質特征方面，M油田的沉積微相以水下分流河道-河口壩沉積為主，儲層巖性以細砂巖為主，泥質含量較高；儲層物性中等，平均孔隙度25.9%，平均滲透率360 mD，平面非均質程度較高，儲層分布連續、面積廣。油層埋深1 276～1 407 m，具有獨立油水界面，以薄層邊水油藏為主[5-9]。含油層位為稠油油藏，油田地層原油密度為0.916 0～0.934 7 g/cm3，油層壓力下地層原油黏度129.18～285.77 mPa·s，油層以下600～960 m具有高溫巨厚水層。

在原油物性方面，原油具有高密度、高黏度的特點，為普通稠油油藏，黏溫反應敏感。經試驗測定，溫度升高30 ℃，原油黏度下降80%。正常溫壓系統，以M油田上部P1油層溫度75 ℃，下部的P2水源層溫度115 ℃，深層地熱水為P1油層提供了天然能量[10-14]。M油田地熱水驅開發示意如圖1所示。

圖1 M油田地熱水驅開發示意圖

從預測采收率指標來看，隨著地熱驅注入量的提高，井區內采收率逐漸增大，注入量從400 m3/d提高到600 m3/d時，采收率從35.26%提高到41.57%，提高了6.31%；當注入量達到600 m3/d以上時，采收率趨于41.7%，繼續增加注入量和產出量能縮短到達極限經濟界限時間；注入量600 m3/d以下時，增加注入量能提高采收率。結合能量補充井筒工藝條件，優化推薦注入量為600 m3/d[15-22]。地熱驅注入量優化預測關系見表1。

表1 地熱驅注入量優化預測

通過對M油田地質特性、原油物性和油藏特點等進行分析，M油田具備通過下層地熱水對上層油藏驅油的基本條件。需要設計一種稠油地熱水驅工藝，以滿足地熱水驅油藏開發的需求。

2 稠油地熱水驅工藝管柱研究

2.1 工藝管柱組成

M油田開發初期，邊底水充足，在ODP(海上鉆井平臺)設計階段未考慮注水，因此平臺無地面注水設備。針對油田無地面注水設備的開發現狀，為實現下層地層能量對上部油藏的驅替[23-25]，設計了稠油地熱水驅工藝管柱。在同井中采出下層高溫地下水，通過井下增壓方式，回注上部稠油油層，實現油層熱量和壓力的補充。同時利用剩余采出水，發展“1拖2”工藝(共享水源井+分層注水技術井)，即第1口井采水+助流回注水，第2口井實現地面注水或同井采油注水，提高井筒利用率。圖2為共享水源稠油地熱水驅工藝管柱示意圖。

1—流量線；2―壓力表；3―安全閥；4―液控管線；5―滑套；6―?152.4 mm定位密封；7、9、11、13―多檔位液控滑套；8、10、12―?152.4 mm插入密封；14―120.65 mm插入密封+圓堵。

稠油分層地熱水驅工藝技術主要包括3部分，分別是：共享水源井、地面管匯和分層注水井。

(1)共享水源井。采用罐裝泵或Y管式籠統或分層地熱水驅管柱結構，一部分采出水用于本井注水，本井注水同心雙管測調工作筒調節本井分層注水量。其余部分采出水舉升至地面，用于另外井的分層注水，采用地面液壓控制的井下多檔位滑套進行回注水量的調節。

(2)地面管匯。共享水源井舉升至地面的水輸送至其他分層注水井；各分注井獨立監測注入水溫度、壓力及調節流量。

(3)分層注入井。采用成熟的海上油田地面注入分層注水管柱工藝，實現油田精細化地熱水驅?；蜃⑺捎猛捎妥⑺绞?，在實現同井采油的同時實現井下多層位的分層注入，提高井筒利用效率。

2.2 工藝原理

如圖2所示，井2為水源+同井回注井，采出下層水源層水，通過同心雙層管的環空到達油套環空，經電泵增壓，一部分通過雙層管的內中心管進入本井分層注入系統，其余部分舉升至地面管匯系統，為井1提供水源。井1為常規分層注水井或同井采油、注水井，利用井2提供的水源實現分層注水。與閉式分層注水方式相比，該井無需電泵下入，具有結構簡單、工藝成熟可靠等優點。為確保工藝可靠性，常規注水工具選用多檔位液控滑套進行配注。

通過不同形式的組合，根據不同井注入量的不同，可以實現“1拖2”“1拖多”等方式，實現利用1口采出井的同時，拖動多口井的分層注水，從而簡化井下工藝管柱及提高單井筒利用效率。

2.3 工藝特點

(1)同井閉式采水。井組中利用1口水源井進行采水，同時對本井進行回注，在水源井實現部分回注，提高井筒利用效率。

(2)共享水源。利用1口水源井水源拖動2口或多口井進行分層注水，簡化了管柱結構，提高了注水井工藝可靠性。

(3)同井抽注。分層注水井與采油井結合，實現同井采油和注水，節約了井槽，提高單井利用率。

3 關鍵工具設計

3.1 多檔位液控滑套

由地面液壓控制的井下多檔位滑套出水孔開度調節回注水流量。

3.1.1 結構組成及特點

多檔位液控滑套結構如圖3所示。

1—上接頭；2—活塞；3—導向銷釘；4—下接頭；5—中心管水嘴；6—中心筒；7—中心管。

多檔位液控滑套主要由上接頭、中心管、活塞、導向定位槽、導向銷釘、水嘴、下接頭和液壓通道等組成。活塞與中心管連接固定，中心管設置有開孔水嘴。工作時，液壓油通過液壓通道1進入液壓腔，推動活塞帶動中心管向上移動，導向定位槽沿導向銷釘運動，中心管發生旋轉，從而實現換向。上提到位后，液壓通道2加壓，推動活塞向下移動，導向定位槽與導向銷釘配合，實現中心管定位。中心管在軸向上下移動1次，實現1次整體換檔工作。

多檔位液控滑套主要有以下特點：①工具無彈簧結構，中心管動作靠液壓驅動完成，動作可靠；②導向槽與定位槽集成一體化，結構簡單，換向可靠；③采用旋轉換檔設計，最大可以達到8開度調節；④選用特殊動密封結構，水嘴動密封次數可達1 000次。

3.1.2 技術參數

工具長度1 410 mm，工具外徑1 65 mm，內部過流通道直徑100 mm，中心管推動壓力1.5 MPa，最大工作壓力60 MPa，最高工作溫度120 ℃。

3.2 同心雙管測調工作筒

為滿足采出水及同井回注雙通道的要求，研制了同心雙管工作筒，與常規測調儀配套實現閉式注水環境下的可視化在線測調配注。

3.2.1 結構組成及特點

同心雙管測調工作筒結構如圖4所示。

1—上接頭；2—內管上接頭；3—調節套；4—外套筒；5—調節筒；6—活動水嘴；7—固定水嘴；8—外管下接頭；9—內管下接頭。

同心雙管測調工作筒主要由上接頭、內管上接頭、調節套、外套筒、調節筒、活動水嘴、固定水嘴、橋式過流孔、外管下接頭及內管下接頭等結構組成。同心雙管測調工作筒工作時，通過測試儀轉動調節筒，帶動活動水嘴上下移動，與固定水嘴形成不同大小的出水口，從而達到精確調節注水量的目的；調節筒上的機械結構設計使其行程只在一定的范圍內，調節更加容易；同心雙管測調工作筒帶有橋式通道，使得其在測試和調節時不會影響正常注水。

同心雙管測調工作筒主要有以下特點：

(1)1趟電纜作業可調節任意一級測調工作筒，不影響其他層正常注水；

(2)無需反復投撈測試，數據直接讀取，實現地面測調同步，測調效率和配注精度高；

(3)環空空間為采出下層地熱水提供通道，中間為分層注水提供通道。

3.2.2 技術參數

工具最大外徑148 mm，工具內徑46 mm，工具總長1 260mm，連接螺紋127 mm LTC，耐壓差等級25 MPa。

3.3 同心雙層管式油管

3.3.1 結構組成

如圖2所示，在閉式注水環境中，采出下部底層水，同時上部需要分層注水時，需要利用雙層油管結構，環空空間為采出下層地熱水提供通道，同心雙層管的中心管為分層注水提供通道。

同心雙層管式油管結構如圖5所示。

1—外管上接頭；2—內管上接頭；3—外層管；4—內層管；5—內管扶正機構；6—外管下接頭；7—內管下接頭。

采用?127.0 mm套管+?73.0 mm油管組合，?127.0 mm套管上接箍采用特殊設計，通過螺紋結構與?73.0 mm油管進行連接。?73.0 mm油管下部設置有O形圈密封組合。連接時，內部?73.0 mm油管插入到下部?73.0 mm上接箍的密封段中，外層?127.0 mm套管通過螺紋與下部油管連接。

3.3.2 技術參數

環空當量過流直徑69.1 mm，最小當量過流直徑53.5 mm。雙層管式油管內管最大排量1800 m3/d；環空最大排量2 000 m3/d。具體參數為：長9 968mm，最大外徑141.3 mm，最小內徑62 mm，上下端螺紋127 mm LTC，耐壓25 MPa。

4 稠油油藏地熱水驅應用效果分析

2018年3月，在M油田首次實施了稠油油藏地熱水驅工藝。地熱水源層為P2層，位于油層下部，地層溫度115 ℃，比上部油層高40 ℃左右；儲層物性好、厚度大、水體能量充足，可滿足油田長期地熱驅開發要求。2021年9月采用“1拖2”共享水源工藝，利用X1井作為水源井，在本井回注的同時為X2井提供水源，X2井實現常規分層注水。設計X1井水源層產水量為1 550 m3/d，X1井回注650 m3/d，X2井注入900 m3/d。

自M油田地熱驅水驅工藝實施以來，井組對應8口油井見效，逐次開始提液上產，產量呈上升趨勢，目前日產油能力增加387 m3，年增油14.1×104m3?，F場實踐證明，地熱驅油不僅可以補充地層能量，為油田提液上產提供基礎，同時降低原油黏度，提升驅油效率，提高油井產能，改善油田開發效果。

5 結論及建議

(1)自源閉式地熱水驅、共享水源注水(“1 拖2”共享水源+分層注水/同井抽油注水技術)成功應用于M油田，一井多用減少了平臺鉆水源井費用，充分利用地熱水資源，降低平臺的生產能耗，提高了油田開發效率，經濟效益突出。

(2)稠油地熱水驅工藝適用于稠油油田，高凝、結蠟油田，提高了油田地熱水資源利用率，深層提高井筒流體流動性，解決稠油舉升難問題?，F場應用效果表明，該工藝日產油能力增加387 m3，年增油14.1×104m3，為海上相似油田的開發提供良好的借鑒和指導。

(3)建議加強對渤海區域油田深層地熱水資源地質勘探和評價，深化稠油地熱水驅工藝應用，該技術對于稠油油田開發，進一步提高采收率具有指導意義。