蒸汽吞吐熱采在海上油田的先導(dǎo)性實踐

馮 碩，司念亭，龍江橋，徐振東，劉玉立

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司生產(chǎn)部 天津 300456；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300456)

我國的稠油(指地層原油粘度大于 50,mPa.s，原油相對密度大于 0.92的原油)資源相當豐富，目前已在松遼盆地、渤海灣盆地和南襄盆地等 15個大中型含油盆地和地區(qū)發(fā)現(xiàn)了數(shù)量眾多的稠油油藏，預(yù)測全國稠油(包括瀝青)的儲量在 80×108,t以上，其中僅渤海灣盆地各凹陷在低凸起、邊緣斜坡帶等處，稠油儲量可達 40×108,t以上。[1]隨著渤海油田在 2010—2013年連續(xù)4年實現(xiàn)3,000萬噸油氣當量的產(chǎn)量，后期的穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)工作顯得尤為重要，因此成功實現(xiàn)稠油油藏的蒸汽吞吐開發(fā)生產(chǎn)，將對國內(nèi)海上油田實現(xiàn)更高的產(chǎn)量目標產(chǎn)生深遠的影響。

1 蒸汽吞吐熱采可行性研究

1.1 儲層特征

本區(qū)館陶組為辮狀河沉積，砂體平面上連通性好，巖性為中粗砂巖及含礫中粗砂巖。館陶組儲層物性要優(yōu)于東營組儲層，也具高孔高滲儲集特征，孔隙度為30%～35%，滲透率為1,100～3,700,mD。

1.2 流體性質(zhì)

PVT分析：2010年10月對某井做了一個NgⅡ油組的地面配樣，分析結(jié)果表明地下原油粘度較高，為577,mPa.s；地下原油密度較大，為0.935,3,g/cm3。

1.3 單井熱采可行性研究

NgⅡ油組地質(zhì)儲量為576.19×104,m3，共有2口水平井，分別于2003年10月、2004年9月投產(chǎn)，目前僅一口井在生產(chǎn)，油井產(chǎn)能較低。由于其原油粘度高(地面原油粘度為 4,082～5,612,mPa.s，地下原油粘度為 577,mPa.s)，溶解氣油比低(平均為 10,m3/m3)，導(dǎo)致 NgⅡ油組油井產(chǎn)能較低，采出程度僅 0.6%，開發(fā)效果不佳。NgⅡ油組有一定的地質(zhì)儲量，井網(wǎng)不完善，具備較大的潛力(見表1)。

表1 蒸汽開發(fā)適應(yīng)性分析Tab.1 Adaptability analysis on steam injection development

2 蒸汽吞吐基本參數(shù)介紹

2.1 注汽速度

如果注汽速度低，時間長，注汽過程中將損失過多熱量；如果注汽速度過快，將增加注汽壓力，部分蒸汽將轉(zhuǎn)變?yōu)闊崴?，從而降低注入流體的熱焓值，另外注汽壓力太高還容易引起汽竄。[2]結(jié)合費用考慮，推薦注汽速度：300,m3/d(見圖1)。

2.2 周期注汽量

當周期注入量介于 2,400～6,000,m3之間時，累計增油量增幅較大，高于 6,000,m3以后，隨著蒸汽在地層熱損失的增加，累計增油量增幅明顯放緩，根據(jù)油汽比綜合對比分析，繼續(xù)注入蒸汽已不具備較好的經(jīng)濟效益，而此時的周期油汽比為 3.3。優(yōu)化結(jié)果：周期注汽量6,000,m3(見圖2、3)。

圖1 注氣速度與累計產(chǎn)油量綜合費效對比Fig.1 Comparison of steam injection velocity and accumulated oil production regarding comprehensive cost and efficiency

圖2 周期注氣量綜合對比Fig.2 Comprehensive comparison of cyclic steam injection volume

圖3 周期油汽比綜合對比Fig.3 Comprehensive comparison of cyclic steam oil ratio

2.3 蒸汽干度

蒸汽干度越高，熱采效果越好。考慮到注入的蒸汽在井筒內(nèi)的熱量損失，注汽干度是逐漸降低的；由于注汽管柱主體是高性能隔熱油管，導(dǎo)熱系數(shù)很低，故蒸汽熱量損失很緩慢，綜合考慮經(jīng)濟因素及目前的井筒隔熱水平(目標油藏埋深 1,370,m)，蒸汽干度優(yōu)化結(jié)果為0.3(見圖4)。

2.4 注汽壓力

注汽壓力過低，注入的蒸汽量少，影響熱采效果；注汽壓力過高，可能引起汽竄，或者壓裂地層。由注汽量可以看出，注汽壓力為 18,MPa時，滿足設(shè)計的注汽量(見圖5)。

圖4 蒸汽干度綜合對比優(yōu)選Fig.4 Comprehensive comparison and optimization of steam dryness

圖5 注氣壓力分析及選取Fig.5 Analysis on steam injection pressure and its selection

2.5 燜井時間

經(jīng)過數(shù)值模擬，由圖 6可以看出，燜井前 10天井底溫度下降較快，隨后減緩。為使注入的蒸汽及其攜帶的熱量在地層中充分擴散，加熱地層和流體，回采前，需燜井一段時間。燜井時間建議一般5天。

圖6 燜井時間與溫度對比變化Fig.6 Correlation of soak time and temperature

2.6 油層保護

鑒于與目的井同層位的臨井的水敏實驗，通過臨井巖心電鏡分析得知，儲層顆粒表面包裹粘土礦物，粒間孔隙及喉道被粘土礦物充填，粘土礦物主要成分為伊/蒙混層，遇水時易膨脹，堵塞孔隙和喉道，發(fā)生水敏，做水敏傷害實驗，損害率為 79.6%。為避免熱采過程中產(chǎn)生水敏傷害，對注熱井實施防膨預(yù)處理。通過評價篩選，HTFB-01防膨劑在濃度為 3%時，常溫防膨率為 86%，高溫(350,℃，72,h)實驗防膨率為81%，高于其他防膨劑。

2.7 管線預(yù)置

本次作業(yè)設(shè)備設(shè)計壓力為21,MPa，溫度370,℃，但注汽工作壓力控制在 18,MPa以下，所以蒸汽管線材質(zhì)采用耐高壓、耐高溫的 15,CrMoG材質(zhì)，管徑為φ76×10,mm。管線連接采用焊接方式，連接完畢后進行X光射線探傷，探傷合格后進行水壓試驗，試驗壓力 26.3,MPa、穩(wěn)壓 30,min無壓力降，合格。完畢后多管線和閥門進行保溫處理。

同時，由于采用氮氣隔熱并伴注的方式，氮氣注入壓力為最高 19,MPa，溫度常溫。由于壓力較高，所以氮氣管線采用 20,G、φ60×9,mm 管材。管線設(shè)計最小需要壁厚為 5,mm，壁厚富裕量為 4,mm，所以管線強度安全可靠。

3 燃料與水源的選取

根據(jù)海上油田物料運輸周期長、儲存空間小的特點，蒸汽吞吐熱采作業(yè)在燃料和水源的選取上采取就地取材的原則，與陸地有較大不同。

3.1 燃料的選取

蒸汽發(fā)生器本次作業(yè)采用海上油田群聯(lián)網(wǎng)供應(yīng)的天然氣，天然氣組分經(jīng)過化驗，低位發(fā)熱量滿足蒸汽熱采設(shè)備設(shè)計要求。相對于陸地油田需要燃燒柴油或原油作為蒸汽發(fā)生器的燃料，海上油田可以通過使用原本需要通過燃燒處理的伴生氣作為燃料供應(yīng)，實現(xiàn)了伴生氣的再利用，節(jié)約了大量能源。

3.2 水源的選取

海上蒸汽吞吐有兩種水源：水源井地熱水和排海生產(chǎn)污水。實施蒸汽吞吐熱采作業(yè)平臺上的水源井目前靠溢流生產(chǎn)，產(chǎn)量僅有 20,m3/d，井口沒有采油樹、沒有下電泵、沒有控制柜，而且取樣水質(zhì)化驗發(fā)現(xiàn)含油 10.5,mg/L，不宜直接使用。排海污水經(jīng)取樣水質(zhì)化驗，懸浮物 7.33,mg/L，含油 8.44,mg/L，兩項超標，也不宜直接使用。從經(jīng)濟性、節(jié)能減排和減輕平臺電量負荷等多角度考慮，蒸汽發(fā)生系統(tǒng)將平臺排海生產(chǎn)污水作為鍋爐用水，以減少地下水資源的消耗，也減少舉升地下水所消耗的電量，同時減少平臺污水排放量，又達到了節(jié)能減排的效果。因此決定采用高精度油水分離器處理排海污水中的油質(zhì)和懸浮物，將處理后的生產(chǎn)污水作為蒸汽水源。

4 地面設(shè)備及工藝流程

地面設(shè)備就位后，連接注熱管線進行聯(lián)合調(diào)試：反洗泵試運轉(zhuǎn)將平臺的排海污水轉(zhuǎn)入高精度油水分離裝置，再進入水質(zhì)軟化器進行軟化，經(jīng)化驗軟化后達標的生產(chǎn)污水再由高壓柱塞泵送入蒸汽發(fā)生器進行處理至干度達到70%，進而經(jīng)由采油樹向油管內(nèi)注入(見圖 7)。

圖7 注蒸汽期間地面設(shè)備擺放及工藝流程Fig.7 Placing of ground equipments and the technological process during steam injection

與此同時，環(huán)空注入氮氣，進行隔熱處理：空壓機及膜分離制氮機分離出氮氣，通過氮氣增壓機向油套環(huán)空注入，注氣排量 600,Nm3/h，環(huán)空壓力控制在19,MPa以內(nèi)(略大于注蒸汽壓力)，以擴大蒸汽的地下波及作用范圍，對地層增能保壓，疏通近井帶。[3]

5 熱采整體效果分析

圖8 熱采后單井計量曲線Fig.8 Measuring curve of single well after thermal recovery

圖9 臨井(受益井)單井計量曲線Fig.9 Measuring curve of single well for offset well(benefit well)

燜井后啟泵進行生產(chǎn)，產(chǎn)液量逐級遞增。初期含水很高，至生產(chǎn)第 15天后含油量開始增加，至生產(chǎn)穩(wěn)定后計量產(chǎn)液 56,m3/d，產(chǎn)油 38,m3/d，含水 32.1%，生產(chǎn)效果較好(見圖8)。蒸汽吞吐熱采的同時，也收到了良好的蒸汽驅(qū)油效果。[4]臨井作為受益井，從注熱階段的第 3天起，產(chǎn)液量開始逐步遞增升，至注熱第 12天，累計注氣量達 2,100,t時，產(chǎn)量大幅增加，逐步至生產(chǎn)穩(wěn)定后，日產(chǎn)液量增加了近 100,m3，日增油 30,m3左右，最高增幅達50,m3，增產(chǎn)效益顯著(見圖9)。

6 結(jié)論與認識

針對海上采油平臺作業(yè)場地面積較小、燃料及水運輸量小且運輸周期較長的特點，通過注熱階段燃料和水源的成功選取，節(jié)約了作業(yè)成本的同時也實現(xiàn)了資源重復(fù)再利用。渤海油田首次蒸汽吞吐熱采的成功實施，一定程度提高了稠油采油率，也探索出一套適應(yīng)海上油田蒸汽吞吐熱采的生產(chǎn)模式，為后續(xù)蒸汽吞吐熱采及蒸汽驅(qū)熱采的開展積累了寶貴的經(jīng)驗。■

［1］ 胡常忠. 稠油開采技術(shù)[M]，北京：石油工業(yè)出版社，1998：2-3.

［2］ 侯健，王樹濤，杜慶軍. 海上稠油油藏蒸汽吞吐效果預(yù)測模型究[J]，石油天然氣學報，2013，35(7)：69-70.

［3］ 王德友，陳德民. 氮氣隔熱助排提高稠油蒸汽吞吐熱采效果[J]，鉆采工藝，2001，24(3)：30-33.

［4］ 岳清山，趙洪巖，李平科. 稠油油藏注蒸汽開發(fā)技術(shù)[M]，北京：石油工業(yè)出版社，1998：19-22.