渤海油田稠油熱采開發技術及應用

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 油田蒸汽吞吐開發年產油0.26×104m3；2014 年SL27-2 油田投產，當年渤海油田稠油熱采開發年產油9.05×104m3，達到階段產量高峰，表明海上稠油可實現稠油熱采規模有效開發。

2020 年開始DT35-2 油田B36M 蒸汽驅試驗井組、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塊陸續建成投產，2021 年完成稠油產量超25.00×104m3、2022 年完成稠油產量超40.00×104m3，渤海油田稠油熱采開發進入快速上漲階段。

1.2 渤海油田稠油熱采開發效果分析

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

從熱采累產油與注入量的油汽比[2]來看開發效果（表1），DT35-2 油田蒸汽吞吐、蒸汽驅效果最好，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，原因在于注入壓力高、注熱量低、原油乳化[4]。設備注熱壓力在17.89～17.93 MPa 波動、油壓16.60 MPa；生產初期井口溫度48 ℃，因井底流壓下降過快而間歇性產液，高峰日產油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，生產初期井口溫度在50～55 ℃，生產過程含水率較高在80.00%以上。

2 開發經驗

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

2.1 投產初期井口最高溫度

投產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油、周期平均日產油、累產油成正相關關系，初期井口溫度越高，高峰日產油、周期平均日產油、累產油越高。

圖1 初期井口溫度與高峰日產油、周期平均日產油、累產油關系圖版

初期井口溫度與高峰日產油呈線性函數關系。初期井口溫度與周期平均日產油、累產油呈指數函數關系。初期井口溫度小于110 ℃，周期平均日產油、累產油增長較緩慢；初期井口溫度大于110 ℃，周期平均日產油、累產油增長速度變快。表明溫度是稠油熱采的敏感性參數（圖1）。初期井口溫度與注熱溫度、注入量有直接關系，升高溫度既可以破壞原油中膠質、瀝青質形成的結構所造成的屈服應力，又可以使分子熱運動加劇，降低塑性黏度。稠油的剪切應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 蒸汽驅試驗井組采用過熱蒸汽驅[7]開發效果更為明顯（圖2），自2022 年3 月以來，日產液、日產油持續上升，含水率還略有下降。

圖2 DT35-2 油田B36M 井組蒸汽驅生產曲線

2.2 注入量

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

圖3 注入量與高峰日產油、周期平均日產油、累產油關系圖版

渤海油田蒸汽吞吐注入量與初期井口溫度呈正相關高階多項式關系，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關系，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），累產油也就增加，進一步表明了溫度是稠油熱采的關鍵參數。

圖4 渤海油田稠油蒸汽吞吐注入量與初期、目前井口溫度、累產油關系圖版

3 存在問題及對策

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

表2 渤海油田稠油蒸汽吞吐開發中暴露問題

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，占總井次數的52.63%，對蒸汽吞吐效果有較大影響（圖5），受注熱影響累產油點基本上都在累產油回歸線附近。

圖5 渤海油田蒸汽吞吐注熱問題對累產油的影響

注熱設備故障是在注熱過程中發生的地面管閥刺漏、注入管柱刺漏、采油樹刺漏、鍋爐故障、氮氣設備故障等因各種設備刺漏、故障影響注汽時效，調運平臺設備需要做好檢測、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。

氣竄熱損失是注入過程中，蒸汽沿儲層物性好的優勢通道向鄰近井中注入，降低了本井的熱焓，影響注熱井產出，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，需要強化地質油藏研究，通過數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效果的主要因素是熱采生產時間短、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共表現有45 井次，占總井次數的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，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]。

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

圖6 熱采問題對累產油的影響

渤海油田稠油蒸汽吞吐開發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 地質油藏問題及解決思路

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

圖7 蒸汽吞吐過程中暴露的地質油藏問題對累產油的影響

渤海油田上第三系明化鎮組、館陶組砂巖儲層成巖程度低、砂巖疏松，防砂管柱應用不合適或破損，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系，熱采初期井口溫度低于105 ℃就有可能出現原油乳化，SL27-2 油田A23H 井多輪次蒸汽吞吐開發中出現稠油乳化。通過加降黏劑[10]、摻水降黏結合超頻提液生產，乳化問題得到緩解。

油藏壓力水平低表現為注熱順暢，熱能擴散快，熱采期產液能力低；油藏壓力保持水平低往往是由于冷采開發持續時間長，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。

蒸汽吞吐開發實施前，需要加強地質油藏研究，提前做好預防、治理，規避風險。

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、氮氣壓水、加降黏劑和換泵作業，共開展增產措施37 井次，占總井次數的38.95%，按累產油大于1.00×104m3增產有效共21 井次，占措施總井次數的56.76%（圖8）。

圖8 蒸汽吞吐增產措施對累產油的影響

稠油井微壓裂擴容技術可以大幅度提高油井產量，同時還能節約采油成本，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（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、增產措施工作量統計分析

稠油熱采開發中氮氣壓水過程實際上是一個氮氣驅油水混合帶、油水混合帶驅水的一個過程。渤海油田稠油蒸汽吞吐開發氮氣壓水實施13 井次，占總井次數的13.40%，按累產油大于1.00×104m3增產有效共8 井次，占措施總井次數的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，占總井次數的16.49%，按累產油大于1.00×104m3增產有效共11 井次，占措施總井次數的68.75%。

渤海油田稠油蒸汽吞吐熱采過程換泵作業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，占總井次數的6.19%，按累產油大于1.00×104m3增產有效共2 井次、占措施總井次數的33.33%，不解決低產（儲層污染，油藏壓力水平低）、出砂等問題，換泵作業效果依然差，并且電潛泵會反復出問題，目前推廣應用射流泵注采一體化工藝，有效解決了泵故障問題。

5 結論及建議

（1）渤海油田稠油熱采開發經過10 多年的嘗試和關鍵技術的攻關，取得了可喜的成績，進入了高速發展階段；

（2）稠油熱采開發效果與熱采初期溫度呈正相關關系，取決于注熱蒸汽溫度，需要根據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、周期平均日產油、累產油呈正相關線性關系，需要盡可能的增加注入量，增加熱焓；

（4）強化地質油藏研究，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防護和處理；

（5）強化稠油熱采過程資料監測、設備檢測，及時生產跟蹤，降低風險，提高生產時效。