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)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多個稠油油田[1]，這些油田具有儲量大、埋藏深、滲透率高、孔隙度大、膠結(jié)疏松等特點[2]。自2008年以來，中海油先后在南堡35-2油田、旅大27-2油田開展了多元熱流體吞吐及蒸汽吞吐試驗，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，一方面存在著儲層動用程度不均衡、油井產(chǎn)能低的問題[5];另一方面篩管局部多輪次吞吐過程中易破損，造成砂卡、砂埋現(xiàn)象，后續(xù)作業(yè)難度大，影響了熱采開發(fā)效果[6-9]。

經(jīng)過技術(shù)攻關(guān)，設(shè)計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)，同時進行了應(yīng)用效果對比。

一、同井注采分離一體化管柱設(shè)計

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)?，具有單流功能。高溫產(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?，允許流體從外向內(nèi)單向?qū)ǎ瑢崿F(xiàn)單流產(chǎn)出。注入期間高溫流體通過高溫注入閥進入油層、熱能向油層深部擴散。燜井一段時間開井，地層流體通過高溫產(chǎn)出閥流入井筒，從而實現(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)見表1。網(wǎng)格精細程度能夠反映注采過程中油藏儲層物性的影響及流體的運動變化規(guī)律[12-14]，此處模型網(wǎng)格數(shù)30×30×5=4500，模型網(wǎng)格劃分時縱向上分有5個模擬層，網(wǎng)格步長2 m；平面上有30×30個網(wǎng)格，網(wǎng)格步長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，注入過程中，井筒的沿程熱損失使得井底溫度小于井口溫度，而實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 周期注入量優(yōu)化

對熱采吞吐，周期注入量直接影響吞吐開采的效果。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)油對比

圖4 不同周期注入量的累產(chǎn)油及油氣比對比

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 燜井時間優(yōu)化

對于熱采井而言，合理的燜井時間能夠提高熱利用率，燜井時間過短，熱流體不能充分加熱油層；燜井時間過長，又會加大向頂?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)及儲層物性差異，通過軟件計算、布置高溫注入閥、高溫產(chǎn)出閥的數(shù)量與位置，實現(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[16]。而交替布置注入閥與產(chǎn)出閥管柱適用巖性差異較大、不易出砂的儲層，能針對地層巖性差異選擇性下入產(chǎn)出閥與注入閥，實現(xiàn)精細化注采。

2.1 集中布置注入閥與產(chǎn)出閥管柱

2.1.1 水平段注采段長度優(yōu)化

利用基礎(chǔ)模型，分別模擬對比了水平段生產(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)計見表2。

表2 不同水平段生產(chǎn)層段、采出層段的方案設(shè)計

通過計算，發(fā)現(xiàn)在相同注入量情況下水平段生產(chǎn)層段越長，累產(chǎn)油越高，但生產(chǎn)層段長度達到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

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)流動阻力、增大過流面積的條件下，通過軟件優(yōu)化設(shè)計。水平段管柱設(shè)計從井底向上依次為：高溫注入閥5個+高溫插入密封器+高溫采出閥10個。

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、不易出砂的儲層，能針對地層巖性差異選擇性下入產(chǎn)出閥與注入閥，實現(xiàn)精細化注采。

2.2.1 水平段注采段長度優(yōu)化

通過軟件結(jié)合儲層狀況模擬分析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

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，通過軟件交替布置水平段的產(chǎn)出閥與注入閥，優(yōu)化設(shè)計水平段注采分離管柱[5]。水平段管柱設(shè)計從井底向上依次為：產(chǎn)出閥+注入閥+產(chǎn)出閥2個+注入閥+產(chǎn)出閥+注入閥2個+產(chǎn)出閥+注入閥2個+產(chǎn)出閥+注入閥2個+產(chǎn)出閥+注入閥+產(chǎn)出閥2個+注入閥+產(chǎn)出閥。

三、現(xiàn)場應(yīng)用

1. 效果預(yù)測及管柱優(yōu)選

根據(jù)注入?yún)?shù)優(yōu)化結(jié)果，預(yù)測了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

通過軟件模擬預(yù)測了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

通過軟件模擬預(yù)測了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，改善開采效果，預(yù)測周期累產(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，進行了第三輪多元熱流體吞吐。累計注入水當(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日開始啟泵生產(chǎn)，截至到2018年2月7日累計產(chǎn)油6 515 t，相比上一周期，增幅30.4%，達到了改善水平段動用程度，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)可實現(xiàn)熱采井水平段分段均勻注汽、提高水平段動用程度，降低多輪次吞吐井筒出砂的風(fēng)險，延長熱采井壽命，提高熱采經(jīng)濟效益。

(2)通過數(shù)值模擬優(yōu)化注采參數(shù)、水平段注采長度，合理布置高溫插入密封器、高溫注入閥與高溫產(chǎn)出閥，達到合理配置注采資源，實現(xiàn)注采分離一體化。

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