渤海某油田南区多元热流体吞吐试验井生产特征研究

张 颖，李敬松，黄子俊，杨 兵，姜 杰，宫汝祥

(中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450)

渤海某油田南区主要含油层段为明化镇组下段地层，储层为河流相沉积，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征，平均孔隙度35%，平均渗透率4 564×10-3μm2。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，主力砂体边底水相对不发育。油藏原油密度大，粘度高，含蜡量低，含硫量低。地层原油粘度为449～926 mPa·s，地层水水型为NaHCO3，总矿化度为1 814 mg/L[1]。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0.3%；③采收率低，预测常规开发采收率为4.2%[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，改善开发效果。

与陆地稠油油田相比，海上稠油油田存在井距大，油层埋藏相对较深，海上平台空间小、承重受限，热采成本高、经济制约等因素。为推动热采技术在海上稠油油田的应用，在该油田开展了多元热流体吞吐现场试验，增产效果明显。

1 多元热流体吞吐试验情况

多元热流体吞吐工艺是利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理,在高压燃烧室内注入工业柴油(原油或天然气)作燃料,同时注入高压空气及高压水,燃烧产生的高温高压水蒸汽、CO2及N2等混合气体直接从油井井口注入井内。该工艺技术具有气体混相驱(氮气驱、二氧化碳驱)和热力采油(蒸汽吞吐、蒸汽驱)的特点[3-4]。

2008年至今，渤海某油田南区已实施十余口井多元热流体吞吐试验，经过五年的不断试验、摸索，证实多元热流体增产效果显著，多元热流体吞吐配套装备和技术逐步完善。

各试验井构造位置处于高部位纯油区，井型为水平井，生产层位为明化镇组，垂深1000 m左右，水平段长度200 m左右。大部分井正常生产，部分井因边水突进、出砂、储层差等原因低效生产或关井。热采井注入参数达到了设计指标，注入过程各参数稳定。

总体来看，多元热流体吞吐井自喷期一个月左右，单井自喷期累产油2 000 m3左右；热采产能是常规冷采产能的两倍左右；目前各热采井稳定生产，回采水率较高，回采气率较低，实际增油达到方案预测，热采效果较好。

2 多元热流体吞吐生产特征研究

2.1 注入动态特征

引入霍尔曲线研究注热动态是否正常。注入压力异常升高，判断可能是储层污染、井筒管柱问题；注入压力异常下降，判断可能是压裂地层。视吸水指数可研究注热过程中地层吸水能力变化，正常注热井视吸水指数约12 t/(d·MPa)。

从图1、图2可以看出，A1井和A2井注入压力异常升高，视吸水指数较低，注热过程中出现注入困难问题。A2井因完井液浸泡时间过长，近井地带可能存在污染，同时地层压力与原油粘度也存在一定的影响。A1井因水平段长度较短，地层物性较差，原油粘度较高，钻完井期间，钻进一定距离泥岩，可能造成污染。C6井注入压力较低，视吸水指数较高，分析认为受注热过程中气窜影响。

图1 渤海某油田南区多元热流体吞吐井霍尔曲线

图2 渤海某油田南区多元热流体吞吐井视吸水指数曲线

2.2 产量变化特征

(1)油田热采日产油水平和采油速度翻一番。通过热采试验，油田南区日产油水平和采油速度超过冷采的两倍以上。

(2)单井热采产能是冷采产能2～3倍，多元热流体吞吐热采大幅提高油井产能，增油效果明显(冷采初期30～40 t，热采高峰日产油达80～120 t，相当于冷采产能的2～3倍)。

(3)单井吞吐生产曲线呈“四段式”特征。单井吞吐周期生产规律表现为“吐水段、高产段、递减段、低产段”四段式特征，目前基本处于递减期或低产期(图3)。

(4)自喷期长，自喷产量高。自喷期一个月左右，A3井和D2井自喷期超过60天；单井自喷期累产油2 000 m3左右，A3井最高。

(5)热采周期长，产量平稳期长。生产数据表明，各井热采第一周期已基本结束，热采周期300天左右，各井至今产量基本平稳。

图3 渤海某油田A5井生产曲线

2.3 产量递减特征

多元热流体吞吐初期产能高，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，初期产能递减大，后期产能递减小。计算结果表明，第一周期递减较慢，部分井因水侵、出砂影响递减较快(图4)。

图4 渤海某油田A5井递减曲线

2.4 含水变化特征

各热采井初期排液阶段含水高，但是含水下降较快，自喷15天左右含水下降至20%以内，吞吐生产100天左右含水在20%以内(除高含水井)，第一周期结束时热采井平均含水12%。

2.5 回采率变化规律

2.5.1 回采水率

各热采井自喷平均回采水率25%，吞吐生产100天后回采水率可达40%～50%，说明多元热流体吞吐回采水率高，将避免冷凝水存留地层，有利于减少地下存水，同时避免注入的热量用于加热近井地带的地下存水，提高热量利用率，减少热损失。

例如，综合各项资料分析表明，A5井和A4井同期回采水率比其他井高，而累产油比其他井低，说明是水侵的影响，并且A4井比A5井水侵更快。

2.5.2 回采气率

回采气率总体较低，呈“阶梯状”上升趋势，先快后慢，自喷产出气量占主要比重；产出气成分以N2为主，初期N2为70%，CO2为20%左右，随生产进行呈缓慢下降趋势。

2.6 温度压力变化规律

(1)自喷油压与累产油呈递增关系，泵抽期地层能量衰竭较快。自喷初期井口油压平均6 MPa，与自喷累产油呈递增关系；流压呈指数递减规律，下泵初期流压7～9 MPa，先期下降快，之后下降幅度变缓。

(2)自喷期初期井口温度高，整体下降缓慢。自喷期井口温度峰值平均88℃，整体下降缓慢；自喷结束后温度平均55 ℃。

(3)流温呈指数递减规律，先快后缓。各热采井下泵初期流温平均84 ℃，100～200 d后下降到60 ℃左右，之后下降幅度减缓。

3 结论

(1)渤海某油田南区已实施十余口井多元热流体吞吐试验，分析了试验井的注入效果和生产效果，实践证明多元热流体吞吐增产效果显著。

(2)在对试验井效果分析的基础上，开展了多元热流体吞吐试验井生产特征研究：采用霍尔曲线和视吸水指数研究注热动态，表明大部分井注热动态正常；矿场试验证实油田日产油水平和采油速度翻一番，单井热采产能较冷采产能提高2～3倍，周期生产表现为“吐水段、高产段、递减段、低产段”四段式特征，自喷期长，自喷产量高，热采周期长，周期内递减符合指数递减规律；含水下降快，回采水率较高，回采气率较低；流温、流压呈指数递减特征等。

[1] 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.

[2] 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.

[3] 唐晓旭，马跃，孙永涛.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J].中国海上油气，2011,23(3)：185-188.

[4] 李峰，张凤山，丁建民，等.稠油吞吐井注烟道气提高采收率技术试验[J].石油钻采工艺，2001，23(1)：67-68.