海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究

黄颖辉，刘 东，罗义科

(1.中海油(中国)有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452;2.中海油乌干达有限公司，北京 100010)

引 言

渤海湾某稠油油田南区地层原油黏度为450～950 mPa·s，是世界上迄今为止开发的原油黏度最高的海上稠油油田。油层发育于明化镇组下段，储层为河流相沉积砂体，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征。该区油水关系复杂，油藏类型众多，以岩性－构造复合油藏为主，区块内的主力砂体边、底水相对较为发育，水体倍数为3～5倍。南区于2005年9月投产，利用天然能量开发，表现出海上特稠油油田典型的“三低特征”［1］:①单井产能低，定向井初期产能仅为18 m3/d，水平井初期产能平均仅为35 m3/d;②采油速度低，高峰采油速度仅为0.3%;③采收率低，预测常规开发采收率仅为4.2%。这样的开发效果无法满足海上油田高速、高效开发的需要，必须提高单井产能，从而提高采油速度和最终采收率，改善稠油开发效果。

自然条件下，油藏温度一般较低，稠油在孔隙介质中流动困难，甚至不流动，因此稠油开采必须满足一个基本条件，即在油层条件下能使稠油连续流入井底［2］。根据目前稠油热采技术的前沿研究［3－5］，结合海上小型化热采设备研究的新突破，从2008年开始，分阶段开展了多元热流体吞吐改善海上稠油热采开发效果的先导试验。以第1口先导试验井——B1H井为基础进行研究，为下一步多元热流体吞吐方案整体优化提供实践依据。

1 多元热流体吞吐热采机理

陆地油田用的蒸汽发生器体积庞大，海上由于平台空间的限制，需要小型化的热采设备。多元热流体的发生装置占用体积小，主要是利用航天火箭发动机的燃烧喷射，燃油与空气混合燃烧后产生高温高压的烟道气，将水加热汽化，形成N2、CO2、水蒸气、热水等组分的高压多元热流体混合物。多元热流体的热采机理非常复杂，烟道气中的N2和CO2可与蒸汽产生协同效应。一般认为，多元热流体同时具有加热和气体溶解降黏、气体增压、气体扩大加热范围、气体减小热损失、气体辅助原油重力驱等机理［6－7］。加热降黏是多元热流体的主要机理，渤海湾某稠油油田的原油对温度相当敏感，当温度由50℃提高至90℃时，原油黏度从1 950 mPa·s下降至152 mPa·s，黏度降低近13倍。

2 先导试验井生产规律研究

2.1 先导试验井概述

B1H井为海上稠油热采的第1口先导试验井，生产层位为NmO 5砂体，油层厚度为7 m，水平段长度为187 m。该井于2010年1月12日开始注热，井口注入温度为255℃，累计注入热流体总量为6 400 t，注入时间为23 d。闷井3 d后，进行自喷生产。放喷阶段共生产21 d，累计产油1 102 m3，累计产水1 163 m3。随后转入电泵生产，截至2010年12月底，该井累计产油1.5×104m3，累计产液2.1×104m3。

2.2 生产阶段划分及特点

蒸汽吞吐是在该井内完成注汽和生产，因此原油受热降黏和采出主要集中在井点附近，流动阻力小，因此采油速度高。随着蒸汽吞吐生产的进行，弹性能量不断被消耗，其开发阶段可以分为吐水、高产、递减以及低产等4个阶段(图1)［8］。

图1 某稠油油田B1H井采油曲线

2.2.1 吐水阶段

该井放喷53 h后，井口见液，进入吐水生产阶段。吐水阶段主要回采出近井地带的高温热流体，井口温度为76℃，生产11 d，含水从100%下降到53%。该阶段具有供液能力强、含水下降快、井口温度较高的特点。

2.2.2 高产阶段

随着近井地带水的采出，含水率逐步下降，日产油增加，井筒附近被加热的原油陆续被采出，进入高产阶段。此时为含水28%的时候，日产液为178 m3/d，日产油为 127 m3/d。

2.2.3 递减阶段

由于该井注入温度较低，后期递减速度快，仅生产9 d，自喷阶段结束，转入电泵生产阶段。转入电泵生产后，随着油藏弹性能量的消耗，逐渐在距离井筒较远、温度较低的油层部位产油。受油层降温降压的双重影响，该阶段井口温度和含水虽然有所下降，但下降幅度不大，平均日产油为63 m3/d。该阶段动液面下降明显，供油能力减小，实际生产主要靠不断增加生产压差来维持较高的产油量。

2.2.4 低产阶段

随着热量的不断消耗，温度变低，在低产阶段日产油能力持续在较低水平，平均日产油为45 m3/d。该阶段可根据单井的蒸汽吞吐周期累计产油、累计汽油比等参数，考虑适时转入下一周期蒸汽吞吐。

2.3 产量递减规律研究

由于海上先导试验井生产时间不长，未进行多周期吞吐试验，主要研究单井周期内的产量递减规律。多元热流体注入过程，也是对单井保压增能的过程，因此，其初期产能高，采油速度大，但随着地层能量的消耗，其产量下降，采油速度降低。多元热流体吞吐周期内递减符合指数递减规律(图2)，月递减率为5.04%。初期产能递减大，后期产能递减小。

图2 某稠油油田B1H井递减规律

2.4 含水变化规律

初期排液阶段含水高，但是含水下降较快，含水率从100%下降到最低值10%，所需时间为15 d左右。吐水期平均含水为83%，高产期和递减期平均含水为13%。

2.5 产能评价

B1H井冷采产能为38 m3/d，热采峰值日产油为127 m3/d，自喷阶段平均日产油为61 m3/d，下泵阶段平均日产油为51 m3/d(图3)，其热采产能分别为常规冷采产能的3.3、1.6、1.3倍。可以看出，多元热流体可以大幅度提高单井产能，提高开发效果。

图3 B1H先导试验井产能对比图

2.6 合理生产压差的确定

在对B1H井进行历史拟合的基础上，研究了不同工作制度对开发效果的影响(图4)。从图4可以看出，随着生产压差不断增加，其累计产油也有所增加。当生产压差由2 MPa提高至3 MPa，累计产油增加明显，生产压差由3 MPa提高至4 MPa，累计产油只有小幅度增加，因此最优的生产压差为3～4 MPa。

图4 某稠油油田B1H井生产压差优化

对于多元热流体吞吐井来说，不同地质条件的井合理生产压差不同。对于受边、底水影响较小的油井，适度放大生产压差，可以一定程度上提高开发效果。但是，对于距离边、底水较近的井，蒸汽吞吐过程中受水侵作用影响，需要适度限制生产压差，以防止边、底水推进过快，油井含水上升快，影响蒸汽吞吐效果。

3 结论

(1)渤海湾稠油油田进行的多元热流体吞吐先导试验开创了国内外海上稠油热采的先例。矿场试验结果表明，多元热流体能大幅度提高单井产能，热采产能是常规开采产能的1.5～3.0倍。

(2)多元热流体吞吐可划分为吐水、高产、递减和低产4个阶段。吐水阶段主要回采出近井地带的高温热流体，高产阶段主要采出井筒附近被加热的原油。

(3)多元热流体吞吐周期内递减符合指数递减规律，月递减率为5%，初期递减大，后期递减小。

(4)不同地质条件的井合理生产压差不同。对于离边、底水较远的油井，可适度放大生产压差。但是，对于距离边、底水较近的井，要适度限制生产压差。数模研究表明，B1H井最优的生产压差为3～4 MPa。

［1］黄颖辉，刘东，张风义.南堡35－2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨［J］.石油地质与工程，2012，26(2):122－124.

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