海上稠油蒸汽吞吐技术研究

王超 咸国旗

摘 要：稠油开采技术可分为热采和冷采两大类，前者作为稠油开采的有效手段已在陆地油田广泛应用，但由于其对场地和设备的要求，用于海上油田开采具有一定的局限性。适宜开采稠油的工艺技术在国内尚处于研究阶段，而国外在这方面已有了一定的发展，例如，HASD（水平井环道加热蒸汽驱）、SAGD（蒸汽辅助重力泄油）、SD+SAGD（驱泄混合）和HP+SD（多底水平井吞吐+汽驱）等新的开采机理的研究应用有效改善了稠油开发效果。胜利油田渤海油区有一部分非常规稠油油田由于原油黏度高，现有技术和投资条件下，使用注水等常规开发方法非常不经济，急需在海上实施稠油热采技术。

关键词：海上;稠油;蒸汽吞吐

中图分类号：TE132.1 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2019）14-0137-02

Steam Stimulation Technology for Offshore Heavy Oil

WANG Chao XIAN Guoqi

（Shengli Oilfield Petroleum Engineering Technology Research Institute， Dongying Shandong 257000）

Abstract： Heavy oil recovery technology can be divided into two categories： thermal recovery and cold recovery. As an effective means of heavy oil recovery， the former has been widely used in land oilfields. However， due to its site and equipment requirements， it has certain limitations in offshore oilfield exploitation. Technologies suitable for heavy oil recovery are still in the research stage in China， but there have been some developments in this field abroad， such as HASD （Horizontal Well Ring Heating Steam Flooding）， SAGD （Steam Assisted Gravity Drainage）， SD+SAGD （Drive-Drainage Mixing） and HP+SD （Multi-Bottom Horizontal Well Huff and Puff+Steam Flooding）， etc. The application has effectively improved the development effect of heavy oil. Some unconventional heavy oil fields in Bohai Oilfield of Shengli Oilfield have high viscosity of crude oil. Under the existing technology and investment conditions， it is very economical to use conventional development methods such as water injection. It is urgent to implement heavy oil thermal recovery technology at sea.

Keywords： offshore;heavy oil;steam stimulation

1 研究背景

通过研究胜利油田渤海5个主力油田油藏流体特征和开发方式，认为不同油藏流體特征下，化学驱、注气、水平井携砂冷采、稠油热采等技术均有其应用领域。不同原油类型油田开发方式对比如表1所示。

胜利油田渤海油区有一部分非常规稠油油田（地下原油黏度大于400mPa·s）。由于原油黏度高，在现有技术和投资条件下，使用注水等常规开发方法已无法满足开采需求，急需在海上实施稠油热采技术。目前，海上注蒸汽较为成熟的工程方案有两种：一是注汽锅炉及水处理设备撬装在工程船舶上，在油田海区游弋服务作业;二是注蒸汽流程布置于海上平台，结合热采部井方案，为平台上的多口井提供注汽服务。

胜利油田目前的海上平台面积受限，无法采用第二种方案将注蒸汽流程布置于平台，采用第一种工程船舶注汽作业较为可行。委内瑞拉巴查克拉油田的油藏情况与胜利油田渤海油区相似，其蒸汽吞吐工艺采用的就是工程船舶注汽方案，取得了较好的开发效果。本文将重点分析巴查克拉油田蒸汽吞吐工艺，总结工程船舶注汽方案的具体完井、水处理、注汽等工程方案，对胜利油田海上注汽工艺的实施具有重要的借鉴和指导意义。

2 巴查克拉油田蒸汽吞吐工艺

2.1 油田概况

委内瑞拉的巴查克拉油田为全球最大的海上（湖上）采用蒸汽吞吐的油田，位于马拉开波湖，马拉开波市东南方向大约75km。巴查克拉油田湖区与岸上部分相连。湖区面积79km2，占整个油藏储量的53%，地下原油黏度635mPa·s，油层埋深915m，最深水深34m。疏松砂岩油层，渗透率3 000mD，孔隙度33.5%，厚度61m[1]。

油藏是单斜构造，由东北向西南方向倾斜2°～3°，其南、西、西北面以中等活跃水层为界。包含9个疏松砂岩油层，平均埋深915m。

2.2 开发历程

巴查克拉油田于1934年被发现，在前20年的开发过程中，由于油井产能较低且出砂严重，开发效果并不理想。到了20世纪60年代，随着新防砂技術的发展以及油藏开发程度的加大，日产油量由1963年的5 000桶/d上升到1965年的10 000桶/d，产量翻番，一次冷采的采出程度达到12.6%。1971年，通过采用蒸汽吞吐和加密井网（0.078km2/井）的方式提高开采效果。到1982年，井间距进一步优化为0.026km2/井，采收率因此提高了14%;1995年，侧钻两口水平井，采用蒸汽吞吐开采方式，增产效果显著[2]。

2.3 生产概况

截至1995年底，共对325口井进行了860轮次的蒸汽吞吐，蒸汽吞吐生产井285口，日产油量6 349m3，平均单井产油22.4m3/d。

2.4 完井方案

巴查克拉油田采用10-3/4’’的J-55表层套管、7’’的N-80生产套管，均采用A级水泥（2%CaCl2，32%氟硅酸盐）固井，其中生产套管预加拉力45.4t用来抵消注汽过程中的热应力。

在开始蒸汽吞吐的1971—1989年，采用的是裸眼砾石充填完井方式。1989年，发现不规则水层的指进现象，从而更换了完井方式，采用套管完井，筛管外砾石充填。采用3-1/2’’的注汽、生产管柱。1971—1991年间，采用旋转坐封的封隔器，内有胀开心轴。到1992年，开始采用热张力封隔器。人工举升方式采用气举工艺，井口密封分为两级，初级密封在生产套管悬挂器上，二级密封在生产套管的延长部分。

环空隔热采用水玻璃凝胶的方式。蒸汽注入阶段，在油套环空注入水玻璃溶液，通过油管注入的蒸汽对环空水玻璃进行加热，水玻璃持续沸腾最后形成一种固体结痂附着在油管表面，从而对油管进行隔热，其导热系数在0.009W/（m·K）。

2.5 水处理方式

由于湖水的硬度、含氧量及固体杂质含量不达标，必须经过水处理后才能作为水源，因此在平底驳船上撬装传统锅炉和水处理设备，为蒸汽吞吐井提供蒸汽。截至1997年，共有8艘平底驳船，其中一艘全机械化的。

2.6 水平井蒸汽吞吐

1995年，有2口井侧钻水平井（400m）进行了蒸汽吞吐，并试验成功。现场试验LL-125井吞吐产量48t/d，冷采9.5t/d;LL-3343井吞吐产量80t/d，冷采19t/d，热采较冷采增产3倍。

3 结论

委内瑞拉的巴查克拉油田的海上（湖上）蒸汽吞吐开采方式是十分成功的，采用平地驳船的注汽开采方式特别适合采用简易平台开发的油田，节省工程投资，同时能获得可观的经济效益，对胜利油田渤海油区的海上平台实施蒸汽吞吐工艺具有重要的指导意义。

参考文献：

[1]石艺.国内第一个海上蒸汽吞吐油田：月东油田将建成[J].石油钻采工艺，2008（6）：45.

[2]王志刚，王照亮.单井分层配汽工程设计[J].中国石油大学学报（自然科学版），2000（5）：65-67.