多元热流体吞吐技术在渤海油田老井挖潜中的应用

2022-04-20仝春玥孙玉豹张卫行林珊珊张建亮

石油化工应用 2022年3期

梅伟，仝春玥，孙玉豹，张卫行，林珊珊，张建亮

（1.中海油服油田生产事业部，天津 300459；2.天津市海洋石油难动用储量开采企业重点实验室，天津 300459）

1 单井情况

1.1 单井情况

A 井是渤海某油田一口水平开发井（见表1），投产时间为2011 年5 月，生产层段为东二段V 油组上层系，该层系为中孔低渗储层，平均孔隙度为31.1%，平均渗透率为523.1 mD，为中高孔中高渗储层。该井完钻垂深1 379.5 m，完井井深2 348 m，钻遇水平段油层长度254.4 m，防砂方式为桥式复合筛管+砾石充填防砂方式。

表1 A 井基本情况

1.2 低产原因分析

该井于2011 年5 月投产，设计压差1.5 MPa，配产57 m3/d，但投产以来一直达不到配产要求，油田初期产液量33.8 m3/d，产油量33.3 m3/d，含水1.5%，生产压差为2.1 MPa（见表2）。

表2 多元热流体吞吐作业前A 井基本生产情况

从地质油藏特征和油井生产动态分析该井低产原因如下：（1）该井生产层位为东二段Ⅴ油组上层系，地面脱气原油黏度为939 mPa·s（50 °C），原油黏度较大、储层物性较差，造成流度和产能均偏低；

（2）该井所在区域受多期砂体叠置影响，注采受效差，油井地层静压仅5.9 MPa，压力系数0.45。

多元热流体是一种高温、高压流体，是利用高压燃烧机理，将注入发生器的燃料（柴油或天然气）和氧化剂（空气）在燃烧室中燃烧，依靠产生的高温高压燃气将混合掺入的水汽化而产生，其主要组成为水/蒸气、氮气和二氧化碳，多元热流体携带的热量能够有效加热地层，降低原油黏度；另一方面，多元热流体中的氮气能够有效补充地层能量，进一步提高油井产量[1，2]。

2 多元流体吞吐增产机理

多元热流体增产引效室内实验揭示了老井多元热流体增产引效作用机理，其主要作用机理为“解堵”和“增效”作用[3-5]。

（1）解堵作用包括解除近井地带堵塞和气体疏通渗流通道，提高波及体积作用；

（2）增效作用包括降黏作用、热+气体+化学协同作用，显著增加地层能量等。

2.1 解堵作用

（1）解除近井地带堵塞：利用热-气作用溶解堵塞在筛管或近井地带有机质污染，渗流能力增加，起到较好的解堵作用；岩心模拟实验表明多元热流体解堵可使渗透率恢复90%以上。通过对比封堵前后、解堵前后岩心的水测渗透率，评价有机质堵塞对岩心渗透率的影响及多元热流体的解堵效果，从渗透率前后变化的角度来评价多元热流体解堵效果。以3 000 mD 级别岩心为例，堵塞解堵实验结果（见图1）。

图1 3 000 mD 级别岩心堵塞解堵实验结果

针对1 000～4 000 mD 不同渗透率级别的岩心开展相同实验（见图2），实验结果表明在污染程度为2.5%时，不同渗透率级别岩心污染恢复率都可达到90%左右。

图2 不同污染程度下解堵后直接恢复率曲线

（2）气体疏通渗流通道，提高波及体积：多元热流体中气体溶解可使稠油黏度降低，同时，在气体膨胀作用下，可对油藏渗流通道进行疏通，降低后续原油流动阻力，从而提高油藏的采油指数（可提高30%～70%）；温度场显著提高，残余油饱和度降低，油相相对渗透率值增大；气体溶解增大原油体积系数并提高波及体积，近井地带储层能量压力场显著提高。

通过对比冷采、沥青质堵塞和多元热流体解堵后冷采的采油指数（见表3），结果表明不同渗透率级别下，沥青质堵塞后，采油指数变为初始采油指数的20%～30%，多元热流体解堵后，采油指数可恢复到初始采油指数的35%左右，与堵塞后相比，可提高30%～70%。

表3 采油指数评价解堵实验结果

2.2 增效作用

（1）降黏作用：多元热流体携带的热量可使稠油黏度大幅度降低，提高稠油的流动性；多元热流体中气体溶解可使稠油黏度大幅度降低（见图3）；在热+气协同作用下，流动性能增加，起到降黏、解堵作用。

图3 目标油田脱气原油黏温曲线

温度在50～90 ℃时，在油溶性降黏剂作用下，可大幅度降低原油黏度，提高近井地带流动性；温度在50～90 ℃时，油溶性降黏剂辅助热作用，可将原油黏度降低98%以上（见图4）；驱替实验结果表明，在热作用下，油溶性降黏剂作用更显著，80 ℃较56 ℃（油藏温度）驱油效率高8%。

图4 油溶性降黏剂效果评价

（2）热+气体+化学协同作用，提高油井产能：驱替模拟实验结果表明（见图5，表4），在热+化学+气协同作用下，油藏温度80 ℃较56 ℃驱油效率高8.3%；在多元热流体注入0.3 PV，化学剂注入占比1.5%时，驱替效果较好,驱油效率可达72.2%；吞吐模拟实验结果表明，在热+化学+气协同作用下，在解除近井地带堵塞、气体疏通渗流通道、降黏、增能保压等综合作用下[6]，可进一步提高开采效果，累增油量可提高80%以上。

表4 多元热流体+油溶性降黏剂一维驱替实验

图5 油溶性降黏剂驱油效果评价

（3）清洗油管/筛管：高速气液两相流体伴随扰动、冲刷，油管/筛管得以清洗；溶解沉积在油管/筛管有机质颗粒，解除油管/筛管堵塞；改善沥青质沉积造成的地层堵塞情况，提高油井产能。

3 注采参数优化

利用CMG 软件Stars 模块对渤海油田该区块实际油藏模型开展多元热流体油藏数值模拟，优化各注采参数，并分析注入量、焖井时间对开发效果的影响。

利用wellflow 软件对该井注入温度进行优化，确保在保障井安全的前提下，给出最优排量；利用Landmark 软件Wellcat 模块开展注热工况下管柱安全校核，确保注热工况下管柱安全。

3.1 注入温度优化

由于A 井为非热采完井，井口装置、井下管柱/工具、固完井系统耐温等级受限，且在此类井上开展多元热流体吞吐矿场试验，必须保证井口、井下管柱/工具以及施工的安全（见表5）。

表5 井口装置及井下工具各部位耐温参数表

由表5 可知，固井水泥为井筒温度薄弱点，因此在满足井筒耐温110 °C 限制的前提下，推荐采用隔热油管配套隔热接箍，注入速度8～10 t/h，计算得到井底温度为145～153 ℃（见表6）。

表6 普通油管/隔热油管热力参数模拟

由数值模拟计算结果可知：随着注入温度的增高，累产油量逐渐增加，但由于基于目前注热条件，平均井底注入温度150 ℃时，可满足井筒固井水泥耐温110 °C 限制，因此建议井底平均注入温度为150 ℃。

3.2 注入量优化

分别对多元热流体注入量为1 000 m3、2 000 m3、3 000 m3、4 000 m3、5 000 m3进行了优化计算，不同注入量对累积产油量的影响（见图6）。由图6 可知，随着多元热流体注入量的增加，周期产油量逐渐增加，当注入量超过3 000 m3，增油幅度减少，推荐该井多元热流体注入总量为3 000 m3水当量。

图6 不同注入量对周期累增油影响

3.3 焖井时间优化

焖井时间越长，注入的多元热流体与地层原油接触越充分，效果就越好；但焖井时间过长，热量向顶底盖层的热损失就越大。对焖井时间对周期累增油的影响进行了优化计算，焖井时间为1 d、2 d、3 d、4 d、5 d，焖井时间对周期累增油的影响（见图7）。根据图7 可得知：对于注入层位，焖井时间为3 d 时，周期累增油最大，焖井时间小于3 d，热量不能充分作用于油层，焖井时间大于3 d，由于热损失变大导致周期累增油变小。因此最终优化确定焖井时间为3 d。

图7 焖井时间对周期累增油影响

3.4 管柱安全校核

A 井管柱为注采一体化管柱，为确保该井在不同工况下（下入过程、上提解封过程、注热过程）管柱安全，采用Landmark 软件Wellcat 模块对A 井一体化管柱进行强度校核，针对不同阶段（下入过程、上提解封过程、注热过程），分别计算了一体化管柱的受力情况，取最大受力工况计算安全系数（见表7）。

表7 安全系数选取

计算抗外挤强度时，根据目前地层压力系数约0.98，取压井液密度为1.10。计算抗内压强度时，取最大注汽压力17 MPa。计算抗拉屈服强度时，取最大举升时油管内压力14 MPa。计算抗拉屈服强度时，取压井液的最小密度为1.03（见图8，表8）。

表8 A 井管柱校核结果

图8 A 井一体化管柱强度校核结果

根据一体化管柱强度校核结果，该井采用的管柱结构可满足下入、注入及生产等不同工况下的强度需求。

4 矿场试验及措施效果

4.1 矿场试验

渤海某油田A 井于2021 年8 月8 日采用拖二型多元热流体发生器进行多元热流体吞吐作业，注入速度8 m3/h，发生器出口温度190～193 ℃，累计注水量3 000 t。A 井多元热流体吞吐作业期间，发生器及配套设备运行稳定，运行时率高、运行指标满足工艺要求（见图9）。

图9 A 井多元热流体作业施工曲线

4.2 措施效果

该井放喷阶段累计放喷27 d，累产液160 m3，累产气12 905 m3。2021 年9 月1 日启泵后，9 月24 日计量日产液39.36 m3，日产油19.68 m3，日产气1 656 m3，含水50%，与热采前日产油水平（日产油4.5 m3）相比，初期日产油量为作业前日产油量4～5 倍，增产效果明显（见图10）。