渤海A 油田增產(chǎn)技術(shù)及應(yīng)用效果分析

梁 丹，房茂軍，曾祥林

（1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100027；2.中海石油研究總院）

1 渤海A 油田概況

1.1 油藏地質(zhì)及流體特征

A 油田位于渤海中部海域，包括北區(qū)和南區(qū)兩個區(qū)塊，主力油層段發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段與館陶組頂部，為多油組、多油水系統(tǒng)的復(fù)雜油藏。油藏埋藏淺（約900～1 400 m），儲層物性好，孔隙度主要分布于33%～38%之間，平均34.2%，滲透率在（50～5 000）×10-3μm2之間，平均1 664×10-3μm2，孔隙連通性較好，具有高孔高滲的特征［1］。

A 油田原油具有粘度高、密度大、含硫量低、凝固點低等特點，屬重質(zhì)稠油［2］。油田原油性質(zhì)具有分區(qū)性，北區(qū)原油性質(zhì)好于南區(qū)。北區(qū)的1井區(qū)為常規(guī)原油，稠油主要分布在北區(qū)的7井區(qū)和南區(qū)。7井區(qū)地層原油粘度為201～284 mPa·s，南區(qū)為413～741 mPa·s。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

油田于2005年9月全面投入開發(fā)，目前有54口生產(chǎn)井，9口注水井，其中5口井由于供液不足、出砂等原因而處于長期關(guān)井狀態(tài)。截至2011年底，單井累計采油量大于5×104m3的油井共有11口（北區(qū)9口，南區(qū)2口），油田累計采出油量181×104m3，油田綜合含水78%，采出程度低，其中采出程度北區(qū)4.4%，南區(qū)僅1.0%。

2 A 油田產(chǎn)能影響因素分析

2.1 原油粘度對油井產(chǎn)能的影響

對比A 油田不同區(qū)塊的油井產(chǎn)能發(fā)現(xiàn)（圖1），油井產(chǎn)能明顯受到原油粘度影響，原油粘度越低，油井產(chǎn)能越高，這表明原油粘度是決定油井產(chǎn)能的基本內(nèi)在因素。

圖1 單井初期產(chǎn)油量與原油粘度的關(guān)系

2.2 邊底水突破對油井產(chǎn)能的影響

油藏動態(tài)分析表明，位于純油區(qū)油井開發(fā)效果要明顯好于位于油水過渡區(qū)油井。邊底水的突破造成油水過渡區(qū)的多數(shù)油井進入中高含水甚至特高含水生產(chǎn)階段，影響油田穩(wěn)產(chǎn)。

2.3 防砂方式對油井產(chǎn)能的影響

A 油田儲層含有大量的砂巖和粉砂巖，膠結(jié)疏松，成巖性差［3］，巖石強度在0.66～1.00 MPa之間，屬于基本無膠結(jié)強度的巖石，出砂臨界壓差在0.3～0.8 MPa，極易出砂。

目前主要有礫石充填、金屬網(wǎng)和金屬棉3種防砂方式。從防砂效果來看，金屬網(wǎng)出砂比較嚴重，礫石充填和金屬棉基本不存在防砂失效問題。防砂失效后，產(chǎn)量急劇下降。

3 增產(chǎn)技術(shù)及應(yīng)用效果分析

3.1 多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)

多枝導(dǎo)流適度出砂是將多分支井與適度出砂技術(shù)有機結(jié)合，通過優(yōu)化井型、有效地管理地層出砂來提高油井產(chǎn)能的新技術(shù)［4-5］，主要包含兩個技術(shù)層次：首先，用機械鉆井方法人為地在主井筒附近地層中制造出原油的快速流動通道，由若干個分支井段組成，形成原油在近井地帶流動的“高速公路”主干線；其次，利用稠油較強的攜砂能力，根據(jù)適度出砂的防砂設(shè)計規(guī)范，允許部分細粉砂隨稠油排出地層，在近井筒地帶形成高滲帶，進一步提高原油流動能力。

為了有效指導(dǎo)多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)在現(xiàn)場的應(yīng)用，采用理論、物理模擬加數(shù)值模擬相結(jié)合的手段，開展了多枝導(dǎo)流適度出砂產(chǎn)能評價、防砂方式選擇及防砂參數(shù)設(shè)計、出砂數(shù)值模擬等關(guān)鍵技術(shù)研究，形成了海上稠油油田多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)體系（圖2），并在此基礎(chǔ)上編制形成一套多枝導(dǎo)流適度出砂一體化軟件，應(yīng)用該軟件可進行適度出砂開采參數(shù)設(shè)計、井型優(yōu)化、粒度分析及防砂設(shè)計、臨界出砂壓差計算、出砂增產(chǎn)動態(tài)預(yù)測、多枝導(dǎo)流井產(chǎn)能評價及綜合油藏數(shù)值模擬。

圖2 多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)研究模式

多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)在A 油田進行了規(guī)?；瘧?yīng)用，其中在北區(qū)共鉆5口多枝導(dǎo)流適度出砂井，南區(qū)共鉆14口。多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)的成功應(yīng)用，使原本沒有經(jīng)濟效益的油田實現(xiàn)了成功開發(fā)，取得了較好的效果。多枝導(dǎo)流適度出砂井初期產(chǎn)能是周圍定向井平均產(chǎn)能的3倍以上，達到了單層的5倍。

3.2 多元熱流體吞吐技術(shù)

“多元熱流體吞吐”是新一代稠油熱力采油新技術(shù)，其利用航天火箭發(fā)動機的燃燒噴射機理［6］，在火箭動力采油設(shè)備的高壓燃燒室內(nèi)，注入柴油（原油或天然氣）及空氣燃燒，燃燒產(chǎn)物與燃燒室外部環(huán)空注入水混合，形成由水、水蒸汽、CO2及N2等組成的多元熱流體，并直接注入油層進行吞吐采油。多元熱流體吞吐技術(shù)提高采收率的機理如圖3所示。

2008-2010年在廣泛調(diào)研的基礎(chǔ)上，在渤海A油田南區(qū)開展了海上稠油多元熱流體吞吐技術(shù)研究。通過數(shù)值模擬技術(shù)手段，進行了整體多元熱流體熱采方案研究，確定井距為200～250 m，水平段長度為200～300 m；多元熱流體注入?yún)?shù)：注入溫度300 ℃，注入速度300 m3／d，周期注入水量4 500 m3，燜井時間為3～5 天。方案預(yù)測實施多元熱流體吞吐后A 油田南區(qū)采出程度可達13.5%，采收率得到有效提高。

圖3 多元熱流體提高采收率機理

結(jié)合蒸汽吞吐油藏篩選標準，考慮熱采效果，優(yōu)先開采純油區(qū)。選擇熱采實施井要求生產(chǎn)井距內(nèi)含油邊界大于200 m，油層厚度大于5 m，距斷層小于100 m。從2008 年開始，先后在B14m、B2S、B28h和B29m 等9口井成功進行了現(xiàn)場試驗，取得了顯著的增產(chǎn)效果。

B28h井為A 油田實施多元熱流體吞吐進行熱采的典型生產(chǎn)井，該井垂深1 078 m，水平段長280 m，地下原油粘度為640 mPa·s，油層厚度10～12 m，距離邊底水較遠，適合多元熱流體吞吐作業(yè)。熱采期間累計注入熱水4 775 m3，氮氣25.3×104m3，悶井3天。高峰產(chǎn)油量127 m3／d，比預(yù)測的冷采產(chǎn)能38 m3／d提高了3倍左右，截至2011年底，累計產(chǎn)油量24 686 m3。

3.3 聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)

聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)主要通過降低高滲透層的滲透率，改變后續(xù)流體的流向，擴大注入水波及體積；同時弱凝膠可移動，可在后續(xù)注人流體前緣形成高粘度驅(qū)油流體，改善水驅(qū)油流度比，提高驅(qū)油效率和最終采收率。該技術(shù)結(jié)合了聚合物驅(qū)“改善油水流度比”和調(diào)剖的“改善油藏非均質(zhì)性”的特點［6-7］。

根據(jù)聚合物弱凝膠選井標準，在A 油田南區(qū)選擇了B17井組作為先導(dǎo)試驗井組。通過室內(nèi)評價實驗和數(shù)值模擬研究，優(yōu)化出了現(xiàn)場實施方案（表1）。2009 年11 月停注，累注孔隙體積倍數(shù)0.06 PV，累計干粉用量174.65 t，累計交聯(lián)劑用量33.22 t，累計助劑用量1.07 t。實施注弱凝膠后，周邊共有5口井受益，主要表現(xiàn)為油井降水增油，或油井供液能力提高、含水穩(wěn)定、產(chǎn)油量增加，有效期達1～2年，截止到2010年底，累計增油1.3×104m3。

表1 B17井組聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)設(shè)計與實施方案對比

3.4 化學(xué)吞吐降粘技術(shù)

化學(xué)吞吐是將化學(xué)吞吐液從原油生產(chǎn)井注入油層，通過降低油水界面張力和毛細管阻力來分散原油重質(zhì)組分以增加原油流動性能，同時改善油層巖石表面的潤濕性和解除近井地帶的堵塞，以改善油井產(chǎn)量。

在A 油田B1 井進行了化學(xué)吞吐降粘技術(shù)研究，根據(jù)與產(chǎn)出污水的配伍性篩選出了適合于B1井的化學(xué)吞吐藥劑，并優(yōu)選了降粘劑的濃度?，F(xiàn)場試驗注入液段塞設(shè)計如表2所示。

表2 B1井注入液段塞設(shè)計

從B1井的生產(chǎn)曲線（圖4）可以看出，注入化學(xué)吞吐降粘劑并悶井9天后重新開井，初期產(chǎn)出液含水率很高，隨后含水降低，產(chǎn)油量逐漸恢復(fù)并超過吞吐前產(chǎn)量。通過對井口產(chǎn)出原油的粘度檢測發(fā)現(xiàn)，產(chǎn)出原油的粘度顯著下降，地面原油粘度由2 200 mPa·s下降到300～600 mPa·s，降粘作用明顯。

圖4 B01井生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論及建議

（1）原油粘度成為影響渤海A 油田開發(fā)效果的首要因素，邊底水發(fā)育加劇了油田過早見水、產(chǎn)油量急劇下降；同時，由于儲層疏松，開發(fā)過程中出砂使得油田開發(fā)效果進一步變差。降粘、治水、防砂成為渤海A 油田面臨的主要問題。

（2）多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)較大幅度降低了油氣開發(fā)成本，有效地釋放了油井產(chǎn)能，提高油氣采收率，是一項低成本高收益的新型技術(shù)；多元熱流體的開發(fā)新模式為渤海A 油田稠油開發(fā)探出了新的開發(fā)思路；礦場試驗證明，弱凝膠調(diào)驅(qū)可以降低油井含水，改善水驅(qū)開發(fā)效果；化學(xué)吞吐降粘技術(shù)工藝簡單，比較適合海上油田稠油降粘的現(xiàn)場應(yīng)用。

［1］ 周守為.中國近海典型油田開發(fā)實踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

［2］ 周守為.海上油田高效開發(fā)新模式探索與實踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［3］ 梁丹，曾祥林，房茂軍.測井資料在南堡35-2油田出砂預(yù)測中的應(yīng)用［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2011，33（4）：59-63.

［4］ 梁丹，曾祥林，房茂軍.適度出砂技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2009，31（3）：99-102.

［5］ 周守為，孫福街，曾祥林，等.稠油油藏分支水平井適度出砂開發(fā)技術(shù)［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35（5）：630-635.

［6］ 劉小鴻，張風(fēng)義，黃凱，等.南堡35-2海上稠油油田熱采初探［J］.油氣藏評價與開發(fā)，2011，1（1-2）：61-63.

［7］ 黃穎輝，劉東，張風(fēng)義.南堡35-2南區(qū)特稠油油田弱凝膠提高采收率探討［J］.石油地質(zhì)與工程，2012，26（2）：122-124.