渤海A 油田增产技术及应用效果分析

梁 丹，房茂军，曾祥林

（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100027；2.中海石油研究总院）

1 渤海A 油田概况

1.1 油藏地质及流体特征

A 油田位于渤海中部海域，包括北区和南区两个区块，主力油层段发育于明化镇组下段与馆陶组顶部，为多油组、多油水系统的复杂油藏。油藏埋藏浅（约900～1 400 m），储层物性好，孔隙度主要分布于33%～38%之间，平均34.2%，渗透率在（50～5 000）×10-3μm2之间，平均1 664×10-3μm2，孔隙连通性较好，具有高孔高渗的特征［1］。

A 油田原油具有粘度高、密度大、含硫量低、凝固点低等特点，属重质稠油［2］。油田原油性质具有分区性，北区原油性质好于南区。北区的1井区为常规原油，稠油主要分布在北区的7井区和南区。7井区地层原油粘度为201～284 mPa·s，南区为413～741 mPa·s。

1.2 开发现状及存在问题

油田于2005年9月全面投入开发，目前有54口生产井，9口注水井，其中5口井由于供液不足、出砂等原因而处于长期关井状态。截至2011年底，单井累计采油量大于5×104m3的油井共有11口（北区9口，南区2口），油田累计采出油量181×104m3，油田综合含水78%，采出程度低，其中采出程度北区4.4%，南区仅1.0%。

2 A 油田产能影响因素分析

2.1 原油粘度对油井产能的影响

对比A 油田不同区块的油井产能发现（图1），油井产能明显受到原油粘度影响，原油粘度越低，油井产能越高，这表明原油粘度是决定油井产能的基本内在因素。

图1 单井初期产油量与原油粘度的关系

2.2 边底水突破对油井产能的影响

油藏动态分析表明，位于纯油区油井开发效果要明显好于位于油水过渡区油井。边底水的突破造成油水过渡区的多数油井进入中高含水甚至特高含水生产阶段，影响油田稳产。

2.3 防砂方式对油井产能的影响

A 油田储层含有大量的砂岩和粉砂岩，胶结疏松，成岩性差［3］，岩石强度在0.66～1.00 MPa之间，属于基本无胶结强度的岩石，出砂临界压差在0.3～0.8 MPa，极易出砂。

目前主要有砾石充填、金属网和金属棉3种防砂方式。从防砂效果来看，金属网出砂比较严重，砾石充填和金属棉基本不存在防砂失效问题。防砂失效后，产量急剧下降。

3 增产技术及应用效果分析

3.1 多枝导流适度出砂技术

多枝导流适度出砂是将多分支井与适度出砂技术有机结合，通过优化井型、有效地管理地层出砂来提高油井产能的新技术［4-5］，主要包含两个技术层次：首先，用机械钻井方法人为地在主井筒附近地层中制造出原油的快速流动通道，由若干个分支井段组成，形成原油在近井地带流动的“高速公路”主干线；其次，利用稠油较强的携砂能力，根据适度出砂的防砂设计规范，允许部分细粉砂随稠油排出地层，在近井筒地带形成高渗带，进一步提高原油流动能力。

为了有效指导多枝导流适度出砂技术在现场的应用，采用理论、物理模拟加数值模拟相结合的手段，开展了多枝导流适度出砂产能评价、防砂方式选择及防砂参数设计、出砂数值模拟等关键技术研究，形成了海上稠油油田多枝导流适度出砂技术体系（图2），并在此基础上编制形成一套多枝导流适度出砂一体化软件，应用该软件可进行适度出砂开采参数设计、井型优化、粒度分析及防砂设计、临界出砂压差计算、出砂增产动态预测、多枝导流井产能评价及综合油藏数值模拟。

图2 多枝导流适度出砂技术研究模式

多枝导流适度出砂技术在A 油田进行了规模化应用，其中在北区共钻5口多枝导流适度出砂井，南区共钻14口。多枝导流适度出砂技术的成功应用，使原本没有经济效益的油田实现了成功开发，取得了较好的效果。多枝导流适度出砂井初期产能是周围定向井平均产能的3倍以上，达到了单层的5倍。

3.2 多元热流体吞吐技术

“多元热流体吞吐”是新一代稠油热力采油新技术，其利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理［6］，在火箭动力采油设备的高压燃烧室内，注入柴油（原油或天然气）及空气燃烧，燃烧产物与燃烧室外部环空注入水混合，形成由水、水蒸汽、CO2及N2等组成的多元热流体，并直接注入油层进行吞吐采油。多元热流体吞吐技术提高采收率的机理如图3所示。

2008-2010年在广泛调研的基础上，在渤海A油田南区开展了海上稠油多元热流体吞吐技术研究。通过数值模拟技术手段，进行了整体多元热流体热采方案研究，确定井距为200～250 m，水平段长度为200～300 m；多元热流体注入参数：注入温度300 ℃，注入速度300 m3／d，周期注入水量4 500 m3，焖井时间为3～5 天。方案预测实施多元热流体吞吐后A 油田南区采出程度可达13.5%，采收率得到有效提高。

图3 多元热流体提高采收率机理

结合蒸汽吞吐油藏筛选标准，考虑热采效果，优先开采纯油区。选择热采实施井要求生产井距内含油边界大于200 m，油层厚度大于5 m，距断层小于100 m。从2008 年开始，先后在B14m、B2S、B28h和B29m 等9口井成功进行了现场试验，取得了显著的增产效果。

B28h井为A 油田实施多元热流体吞吐进行热采的典型生产井，该井垂深1 078 m，水平段长280 m，地下原油粘度为640 mPa·s，油层厚度10～12 m，距离边底水较远，适合多元热流体吞吐作业。热采期间累计注入热水4 775 m3，氮气25.3×104m3，闷井3天。高峰产油量127 m3／d，比预测的冷采产能38 m3／d提高了3倍左右，截至2011年底，累计产油量24 686 m3。

3.3 聚合物弱凝胶调驱技术

聚合物弱凝胶调驱技术主要通过降低高渗透层的渗透率，改变后续流体的流向，扩大注入水波及体积；同时弱凝胶可移动，可在后续注人流体前缘形成高粘度驱油流体，改善水驱油流度比，提高驱油效率和最终采收率。该技术结合了聚合物驱“改善油水流度比”和调剖的“改善油藏非均质性”的特点［6-7］。

根据聚合物弱凝胶选井标准，在A 油田南区选择了B17井组作为先导试验井组。通过室内评价实验和数值模拟研究，优化出了现场实施方案（表1）。2009 年11 月停注，累注孔隙体积倍数0.06 PV，累计干粉用量174.65 t，累计交联剂用量33.22 t，累计助剂用量1.07 t。实施注弱凝胶后，周边共有5口井受益，主要表现为油井降水增油，或油井供液能力提高、含水稳定、产油量增加，有效期达1～2年，截止到2010年底，累计增油1.3×104m3。

表1 B17井组聚合物弱凝胶调驱设计与实施方案对比

3.4 化学吞吐降粘技术

化学吞吐是将化学吞吐液从原油生产井注入油层，通过降低油水界面张力和毛细管阻力来分散原油重质组分以增加原油流动性能，同时改善油层岩石表面的润湿性和解除近井地带的堵塞，以改善油井产量。

在A 油田B1 井进行了化学吞吐降粘技术研究，根据与产出污水的配伍性筛选出了适合于B1井的化学吞吐药剂，并优选了降粘剂的浓度。现场试验注入液段塞设计如表2所示。

表2 B1井注入液段塞设计

从B1井的生产曲线（图4）可以看出，注入化学吞吐降粘剂并闷井9天后重新开井，初期产出液含水率很高，随后含水降低，产油量逐渐恢复并超过吞吐前产量。通过对井口产出原油的粘度检测发现，产出原油的粘度显著下降，地面原油粘度由2 200 mPa·s下降到300～600 mPa·s，降粘作用明显。

图4 B01井生产曲线

4 结论及建议

（1）原油粘度成为影响渤海A 油田开发效果的首要因素，边底水发育加剧了油田过早见水、产油量急剧下降；同时，由于储层疏松，开发过程中出砂使得油田开发效果进一步变差。降粘、治水、防砂成为渤海A 油田面临的主要问题。

（2）多枝导流适度出砂技术较大幅度降低了油气开发成本，有效地释放了油井产能，提高油气采收率，是一项低成本高收益的新型技术；多元热流体的开发新模式为渤海A 油田稠油开发探出了新的开发思路；矿场试验证明，弱凝胶调驱可以降低油井含水，改善水驱开发效果；化学吞吐降粘技术工艺简单，比较适合海上油田稠油降粘的现场应用。

［1］ 周守为.中国近海典型油田开发实践［M］.北京：石油工业出版社，2009.

［2］ 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［3］ 梁丹，曾祥林，房茂军.测井资料在南堡35-2油田出砂预测中的应用［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2011，33（4）：59-63.

［4］ 梁丹，曾祥林，房茂军.适度出砂技术在海上稠油油田的应用研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009，31（3）：99-102.

［5］ 周守为，孙福街，曾祥林，等.稠油油藏分支水平井适度出砂开发技术［J］.石油勘探与开发，2008，35（5）：630-635.

［6］ 刘小鸿，张风义，黄凯，等.南堡35-2海上稠油油田热采初探［J］.油气藏评价与开发，2011，1（1-2）：61-63.

［7］ 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.