渤海Y油田稠油开采技术应用

柯康，程文佳，仲崇迪(中海油田服务股份有限公司天津分公司，天津 300451)

0 引言

与陆地稠油油田相比，海上稠油油田受空间限制和经济因素限制，开发方式以经济效益为中心，以“安全、简易、快速、高效”为原则[1]。作为国内具有较大规模的海上稠油油田，Y油田既借鉴了陆地稠油开采经验，又结合海上油田的特点，在经过先导性试验及Ⅰ、Ⅱ期的大规模开发后，模糊了一、二、三次采油的界限，把三阶段的系列技术集成、优化和综合应用[2]，形成了一套适用于自身油田现状的高效开发的开采技术。本文针对目前在Y油田采用的稠油开采技术进行应用研究。

1 基本信息

Y油田油藏埋深在1 165～1 540 m范围内，利用水平井和定向井开采不同的层系。水平井采用三开井身结构：20-3/4″导管锤入；17-1/2″井眼 +13-3/8″套管；12-1/4″井眼 +9-5/8″套管；8-1/2″井眼+7″筛管。定向井采用二开井身结构：20-3/4导管锤入；13-5/8″井眼 +10-3/4″套管；9-1/2″井眼 +7&7-5/8″套管。

所用的套管及筛管均采用110 H级别的基管，为了满足耐高温350 ℃的需求，水平井技术套管下段采用125 TT级别的高抗挤套管，定向井油层段采用7-5/8″外加厚套管。

2 开采技术

2.1 井筒清洁技术

井筒清洁是影响一口井完井质量的关键因素之一，与储层保护，管柱下入及坐封密切相关。Y油田采用海上常规井刮管洗井工艺管柱，大排量循环洗井液，直至井筒干净。

根据搜集的油田储层敏感性资料，储层基本为中到强水敏、强酸敏和强碱敏。入井流体应提高抑制性和控制适宜流体密度。因此，使用氯化钾用来配置完井液，能很好地保护储层。

2.2 射孔技术

当温度达到350 ℃时，套管的屈服强度和抗拉强度下降达15%，后续轮次不再显著变化，下降幅度3%左右[3-4]。对于稠油热采井，套管强度的校核要综合考虑射孔引起的强度损伤，以及高温蒸汽吞吐造成的强度损失[5]。稠油热采工艺对于射孔器的要求：热，注得进；油，流得出。

Y油田定向井油顶以上100 m至井底油层段采用的是7-5/8″套管(BG 120TH，50.1 lb/ft)，套管磅级大，套管壁厚达到17.14 mm。在充分考虑套管强度和热采工艺需求后，Y油田需要较大的注热通道和泄油面积。

依照海洋石油完井手册推荐选择射孔器外径与套管关系表(7-5/8″ 50.1 lb/ft套管内径与 7″26 lb/ft一致)，如表 1 所示。

表1 推荐选择射孔器外径与套管关系表

推荐的射孔枪外径为4-1/2″，由于Y 油田射孔段较短，一般都在20 m以内，丢枪卡枪的风险极小。在满足安全下井、配套打捞工具和其他施工要求等前提下，应尽量选择外径大的射孔枪，以增加射孔弹的穿透性能，在Y 油田均采用的是5″的射孔枪。由于射孔段是7-5/8″套管，需匹配深穿透射孔弹，参数如表2所示。

表2 射孔枪和射孔弹的参数

2.3 防砂技术

2.3.1 出砂预测

Y油田是利用蒸汽进行热采，而蒸汽对地层的出砂情况有较大的影响。由于蒸汽的冲刷作用以及高压差等原因，造成井底附近地层岩石强度变化，导致地层离散砂或剥离砂被地层产出流体携带进入井筒或地面。注热降低岩石的胶结强度，加剧地层出砂风险。

通过分析本区块测井资料，计算出储层段对应B指数，根据《海上油气田完井手册》推荐：

B＞2×104MPa不出砂；1.4×104MPa＜B＜2×104MPa轻微出砂；B＜1.4×104MPa严重出砂。

通过计算，可以得到Y油田出砂指数小于2×104MPa，低于出砂临界值，Y油田为高孔高渗稠油油藏，考虑稠油黏度高，对岩石的拖拽能力强，同时所测得的平均声波时差值大于出砂临界值95 μs/ft。因此，通过对油藏和地层分析以及理论计算，可以得出Y油田需要进行防砂。

2.3.2 防砂方式

防砂方式选择依据：地层砂粒度、出砂程度、采液强度及开采方式等。

根据B指数法计算，Y油田B指数数值属于轻微出砂范围，考虑Y油田人工举升方式为管式泵抽吸，出砂容忍度较高，且采液强度低，单井产液量在30 m3左右，因此Y油田采取的筛管简易防砂的方式。

2.3.3 筛管

通过结合Y油田前期筛管防砂经验，发现绕丝筛管，金属网布筛管及割缝管，失效井比例10%左右，生产时间40个月，效果较好。弹性筛管失效比例达62.5%，生产时间27个月，效果一般。

因此，结合防砂方式选择依据，以及前期生产经验，目前Y油田采取的防砂方式如下：水平井采用割缝筛管独立防砂，定向井采用金属网布筛管独立防砂。具体筛管信息如表3所示。

表3 Y油田不同井型所用筛管信息

筛管具体的挡砂精度则根据不同层位岩性的粒度中值来选择。

2.4 人工举升技术

海上稠油热采举升工艺无法直接把陆地稠油热采技术应用，必须对其进行工艺技术调整，并使用对应的热采工具及设备[6]。在Y油田Ⅰ期开发过程中，先后试验过电潜泵、螺杆泵、以及管式泵等人工举升方式。因电潜泵、螺杆泵耐温性能不过关无法用于热采阶段等原因，后期Y油田在冷采及热采阶段都一直采用管式泵匹配皮带式抽油机的人工举升方式。管式泵结构简单，成本低，在相同油管情况下，允许下入的泵径较杆式泵大，适用于下泵深度不大，产量较高的井。57.15 mm泵径的管式泵理论最大产量能达到74 m3/d。

2.5 降粘技术

由于Y油田50 ℃时地面脱气原油黏度高达3 600～17 000 mPa·s，无论是冷采还是蒸汽吞吐开采后期，井筒必须采取相应的降粘措施，方可保证油井的正常生产。当油井产液黏度超过3 000 mPa·s时，很难被顺利的举升到地面[1]。

从图1粘温曲线中，我们可以看出，采用加热法的方法，井筒温度只要维持在60 ℃以上，即可满足油井的正常需求。目前，在Y油田采取加热方式有两种：空心杆电加热系统和双空心杆热水循环系统。

图1 粘温曲线图

2.5.1 空心杆电加热系统

空心杆电加热系统是在空心抽油杆内孔中穿入电缆并与空心杆体形成回路，通以不同频率的交流电，利用内集肤效应在空心杆壁上产生热能，通过热传导，对油管内原油进行全程加热，以提高油管内原油温度，降低原油黏度，改善其流动性，从而有效开采高黏度、高凝固点、高含蜡原油[7]。

2.5.2 双空心杆热水循环系统

双空心杆是利用换热装置加热循环介质，通过双空心杆(内进外出)结构循环流动，加热井筒原油，降低原油黏度，提高原油流动性，实现油井正常生产。从适用情况来看，对于黏度高的井，效果不如空心杆电加热方式有优势[8]。

2.6 蒸汽吞吐技术

Y油田ODP设计方案中开发方式为天然能量和蒸汽吞吐的结合的方式。

室内岩心驱替结果表明，热采较冷水驱可大幅度提高驱油效率。开展N1gⅡ、E3d1Ⅱ1层蒸汽驱岩心驱替试验(如图2、3所示)，相同温度下蒸汽驱的驱油效率高于热水驱、冷水驱。200 ℃蒸汽驱时驱油效率可达75%以上，较冷水驱提高30%。

图2 某井N1gⅡ驱油效率曲线

图3 某井E3d1Ⅱ1驱油效率曲线

蒸汽吞吐是稠油开发中最普遍采用的方法，Y油田单井热采阶段进行蒸汽吞吐的基本信息如下：

注汽：本周期设计注汽强度300 t/m，设计注汽量1 740 t，注汽压力低于16 MPa，并伴有氮气，设计氮气伴注量40 000 Nm3，锅炉出口注汽干度大于70%。注汽速度不低于14 t/h。

焖井：焖井时间5天或者焖井至压降低于0.2 MPa/d。

放喷：注汽稳定后，要求注汽连续均匀平稳，放喷过程要连续，注意控制生产压差，防止地层出砂。

转抽：放喷结束后，热水洗井，起出井下注汽管柱，下入抽油泵。

为了保证井底蒸汽干度，Y油田运用了高效隔热技术。

(1)真空隔热油管。注汽隔热管柱，全部采用真空隔热管，隔热等级为E级，视导热系数为0.002≤λ＜0.006。

(2)氮气隔热技术。氮气是一个良好的井筒隔热材料，将氮气注入油套环空，可以很好地起到隔热效果。

(3)热敏封隔器。热敏封隔器又称为膨胀封隔器，主要依靠热敏元件在高温下膨胀，在低温下收缩的特点，来实现封隔的目的。它可防止流体上窜直油套环空，保护套管，减少井筒热量损失。

3 效果及结论

(1)渤海Y油田已经进行了Ⅰ、Ⅱ期大规模开发，在充分理论研究和现场实践后，形成了一套既符合理论依据又结合本油田实际且有良好实施效果的海上油田稠油开发技术。

(2)渤海Y油田作为海上油田，其工程建设、勘探开发等投入成本都远超陆地油田，应适当提高开采速度。因此，可根据实际考虑效率更高的人工举升方式以提高单井产量。

(3)渤海Y油田采用注采两趟工艺管柱，存在着换管柱增加费用以及洗压井液对油层造成额外伤害。因此，后续可考虑注采一体化管柱，能实现注热和采油两种工艺[9]。

(4)渤海Y油田在勘探开发方式等方面完全符合海上油田特点，但人工岛的开发载体又与常规海上钢结构平台存在较大区别，因此，该油田稠油开采技术应用研究对常规的海上油田开发有着一定的指导意义。