渤海油田稠油热采开发技术及应用

徐文娟，杨洪涛，解传昕，张 浩，徐玉霞，张 洁

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300450）

1 前言

1.1 渤海油田稠油热采开发历程

2010 年渤海油田开始稠油热采[1]试验，DT35-2 油田蒸汽吞吐开发年产油0.26×104m3；2014 年SL27-2 油田投产，当年渤海油田稠油热采开发年产油9.05×104m3，达到阶段产量高峰，表明海上稠油可实现稠油热采规模有效开发。

2020 年开始DT35-2 油田B36M 蒸汽驱试验井组、SL21-2 油田蒸汽吞吐、SL5-2 油田蒸汽吞吐、BY1-1 油田5 井块低温注热吞吐试验等区块陆续建成投产，2021 年完成稠油产量超25.00×104m3、2022 年完成稠油产量超40.00×104m3，渤海油田稠油热采开发进入快速上涨阶段。

1.2 渤海油田稠油热采开发效果分析

渤海油田稠油热采开发主要分布在DT35-2、SL27-2、SL21-2、SL6-2、SL5-2、SL5-2N、BY1-1 等油田。

从热采累产油与注入量的油汽比[2]来看开发效果（表1），DT35-2 油田蒸汽吞吐、蒸汽驱效果最好，SL27-2、SL21-2 油田次之，BY1-1 油田较差；SL5-2N油田才进行第一轮蒸汽吞吐，生产时间短，效果待进一步观察。

表1 渤海油田稠油蒸汽吞吐热采开发效果分析

SL6-2 油田效果最差，仅有A5 井进行了蒸汽吞吐开发，原因在于注入压力高、注热量低、原油乳化[4]。设备注热压力在17.89～17.93 MPa 波动、油压16.60 MPa；生产初期井口温度48 ℃，因井底流压下降过快而间歇性产液，高峰日产油8.90 m3，挤注高效增溶降压剂也仅提液几天，降黏效果不明显。

SL5-2-A32S1 井油汽比0.72 m3/t，SL5-2 油田注热前含水率在90.00%以上，存在边底水突进，在没有做好压水的情况下开展蒸汽吞吐，注热热损失[3]较大，生产初期井口温度在50～55 ℃，生产过程含水率较高在80.00%以上。

2 开发经验

渤海油田稠油蒸汽吞吐开发取得了技术突破和可观的经济效益，为保障国家能源安全做出了突出贡献，在投产初期井口最高温度、蒸汽注热量方面的一些经验值得引起重视。

2.1 投产初期井口最高温度

投产初期井口最高温度本文表述为初期井口温度，由图1 可以看出，渤海油田蒸汽吞吐初期井口温度与高峰日产油、周期平均日产油、累产油成正相关关系，初期井口温度越高，高峰日产油、周期平均日产油、累产油越高。

图1 初期井口温度与高峰日产油、周期平均日产油、累产油关系图版

初期井口温度与高峰日产油呈线性函数关系。初期井口温度与周期平均日产油、累产油呈指数函数关系。初期井口温度小于110 ℃，周期平均日产油、累产油增长较缓慢；初期井口温度大于110 ℃，周期平均日产油、累产油增长速度变快。表明温度是稠油热采的敏感性参数（图1）。初期井口温度与注热温度、注入量有直接关系，升高温度既可以破坏原油中胶质、沥青质形成的结构所造成的屈服应力，又可以使分子热运动加剧，降低塑性黏度。稠油的剪切应力会随着温度的增大而减小，改变原油的流变性[1]、降低原油黏度使其呈现牛顿流体流变特性才能提高原油的采收率。

渤海湾SL6-2 油田的原油对温度相当敏感，当温度由50 ℃提高至90 ℃时，原油黏度从2 742.0 mPa·s下降至176.2 mPa·s，黏度降低近15.5 倍[5-6]。

DT35-2 油田B36M 蒸汽驱试验井组采用过热蒸汽驱[7]开发效果更为明显（图2），自2022 年3 月以来，日产液、日产油持续上升，含水率还略有下降。

图2 DT35-2 油田B36M 井组蒸汽驱生产曲线

2.2 注入量

渤海油田蒸汽吞吐注入量与高峰日产油、周期平均日产油、累产油成正相关线性关系（图3），注入量越大，高峰日产油、周期平均日产油、累产油越高，所以在设计方案和注热过程中，在保证不发生气窜、水窜的前提下，尽可能的加大注入量。

图3 注入量与高峰日产油、周期平均日产油、累产油关系图版

渤海油田蒸汽吞吐注入量与初期井口温度呈正相关高阶多项式关系，在注入量小于6 000 t 以前初期井口温度增长速度较快（图4），在注入量大于6 000 t 以后增长速度变缓；而目前井口温度与注入量呈二项式函数关系，随注入量增加、热焓增加，目前井口温度增高，井下流温也增高（井底流温与井口温度正相关），累产油也就增加，进一步表明了温度是稠油热采的关键参数。

图4 渤海油田稠油蒸汽吞吐注入量与初期、目前井口温度、累产油关系图版

3 存在问题及对策

渤海油田稠油蒸汽吞吐开发过程中暴露注热、热采、地质油藏问题共12 项167 井次（表2），对热采效果产生了严重影响。

表2 渤海油田稠油蒸汽吞吐开发中暴露问题

3.1 注热问题及防治手段

渤海油田蒸汽吞吐97 井次，蒸汽注入存在注热设备故障、注热完成率低、气窜热损失等问题50 井次，占总井次数的52.63%，对蒸汽吞吐效果有较大影响（图5），受注热影响累产油点基本上都在累产油回归线附近。

图5 渤海油田蒸汽吞吐注热问题对累产油的影响

注热设备故障是在注热过程中发生的地面管阀刺漏、注入管柱刺漏、采油树刺漏、锅炉故障、氮气设备故障等因各种设备刺漏、故障影响注汽时效，调运平台设备需要做好检测、维护，降低注热施工周期，减小热焓损失，提高热利用效率。

注热完成率低表现为注入压力高注不进，主要原因可能是储层污染，储集物性变差，可考虑注入前酸化解堵或微压裂扩容作业。

气窜热损失是注入过程中，蒸汽沿储层物性好的优势通道向邻近井中注入，降低了本井的热焓，影响注热井产出，可考虑注入前注入氮气泡沫[8]或凝胶，在注蒸汽过程中大部分井已开展了气窜防治，部分井还存在气窜，需要强化地质油藏研究，通过数值模拟精准预测泡沫或凝胶用量。

水窜是热蒸汽沟通了边底水，不仅造成了热损失，而且造成含水率大幅升高，可以考虑注入蒸汽前注入氮气泡沫或凝胶压水[8]。

3.2 热采问题及对策

热采影响稠油蒸汽吞吐开发效果的主要因素是热采生产时间短、初期井口温度低、初期注热温度低和电潜泵故障，渤海油田稠油蒸汽吞吐开发共表现有45 井次，占总井次数的47.37%。

热采初期井口温度低的主要原因是由于注入蒸汽温度低，注入热焓低，当然还存在气窜热焓损失问题，应对策略就是尽可能提高注入蒸汽温度或增大注入量，避免热蒸汽窜入水区，损失了加热稠油的热焓，可考虑注氮气压水[8]、氮气+水湿性堵剂胶囊或尿素[9]。

生产时间短主要是由于注热后热采时间短造成的，受生产时间短影响的累产油点基本上都位于累产油回归线的下方（图6），随着热采时间的进行，累产油必然会增长；当然也有一些生产时间短是由于砂堵泵故障或生产管柱更换困难，长期停井所致，需要大修件或侧钻。

图6 热采问题对累产油的影响

渤海油田稠油蒸汽吞吐开发热采方式主要为放喷、电潜泵、射流泵和螺杆泵。电潜泵故障主要是由于原油稠、出砂、储层污染等原因造成的泵故障。

3.3 地质油藏问题及解决思路

蒸汽吞吐开发过程中，暴露的地质油藏问题共发生72 井次，占总井次数的75.79%，由图7 来看，暴露的地质油藏问题有出砂、边底水突进、原油乳化和油藏压力水平低等，对蒸汽吞吐累产油有着重要影响。

图7 蒸汽吞吐过程中暴露的地质油藏问题对累产油的影响

渤海油田上第三系明化镇组、馆陶组砂岩储层成岩程度低、砂岩疏松，防砂管柱应用不合适或破损，极容易在热采过程中出砂，DT35-2 油田出砂井较多，虽然整体是出砂井出现频率不高，可伤害风险极大，严重出砂6 井次，造成泵故障，砂埋打捞困难，大修或侧钻。

注热过程沟通边底水，不仅造成热损失，还容易在热采过程中出现边底水突进，是蒸汽吞吐热采最严重的问题，需要在注热过程中前置氮气压锥。SL21-2、SL5-2、SL5-2N 油田出现水窜井较多，SL21-2 油田后期和第二轮注热前置氮气压水13 井次，8 口井彻底压制边底水，实施有效率61.54%。

原油乳化的程度与温度有直接关系，热采初期井口温度低于105 ℃就有可能出现原油乳化，SL27-2 油田A23H 井多轮次蒸汽吞吐开发中出现稠油乳化。通过加降黏剂[10]、掺水降黏结合超频提液生产，乳化问题得到缓解。

油藏压力水平低表现为注热顺畅，热能扩散快，热采期产液能力低；油藏压力保持水平低往往是由于冷采开发持续时间长，油藏边底水能量弱、没有注水等方式补充能量，在BY1-1 油田，蒸汽吞吐6 口井，平均垂深1 403.43 m，平均静压6.8 MPa、压力保持水平仅48.5%，在蒸汽吞吐注热过程中可前置助排剂（二氧化碳、氮气或尿素），加大蒸汽注入量，增加油藏能量。

蒸汽吞吐开发实施前，需要加强地质油藏研究，提前做好预防、治理，规避风险。

4 措施及效果

渤海油田稠油蒸汽吞吐增油措施有扩容作业、氮气压水、加降黏剂和换泵作业，共开展增产措施37 井次，占总井次数的38.95%，按累产油大于1.00×104m3增产有效共21 井次，占措施总井次数的56.76%（图8）。

图8 蒸汽吞吐增产措施对累产油的影响

稠油井微压裂扩容技术可以大幅度提高油井产量，同时还能节约采油成本，提高采收率。渤海油田稠油蒸汽吞吐在SL21-2 油田B7H、B11H 井第二轮注热前开展了2 井次扩容作业（图9），增油效果不明显，但增注效果明显，注热完成率分别由69%、45%提高到100%。

图9 蒸汽吞吐增注、增产措施工作量统计分析

稠油热采开发中氮气压水过程实际上是一个氮气驱油水混合带、油水混合带驱水的一个过程。渤海油田稠油蒸汽吞吐开发氮气压水实施13 井次，占总井次数的13.40%，按累产油大于1.00×104m3增产有效共8 井次，占措施总井次数的61.54%。

加降黏剂可导致热采含水率、井底流温、井口温度上升，原油与水混合物黏度下降，解除原油乳化。渤海油田稠油蒸汽吞吐热采过程中加降黏剂实施16 井次，占总井次数的16.49%，按累产油大于1.00×104m3增产有效共11 井次，占措施总井次数的68.75%。

渤海油田稠油蒸汽吞吐热采过程换泵作业中电潜泵故障原因主要为流量不足、原油黏度过高、出砂或杂物堵塞，实施6 井次，占总井次数的6.19%，按累产油大于1.00×104m3增产有效共2 井次、占措施总井次数的33.33%，不解决低产（储层污染，油藏压力水平低）、出砂等问题，换泵作业效果依然差，并且电潜泵会反复出问题，目前推广应用射流泵注采一体化工艺，有效解决了泵故障问题。

5 结论及建议

（1）渤海油田稠油热采开发经过10 多年的尝试和关键技术的攻关，取得了可喜的成绩，进入了高速发展阶段；

（2）稠油热采开发效果与热采初期温度呈正相关关系，取决于注热蒸汽温度，需要根据各油田温敏曲线确定合理注热温度；

（3）蒸汽注入量与初期、目前井口温度、高峰、周期平均日产油、累产油呈正相关线性关系，需要尽可能的增加注入量，增加热焓；

（4）强化地质油藏研究，明确储层污染、出砂、水窜、气窜、油藏能量保持水平等风险，并且在注热前做好相应防护和处理；

（5）强化稠油热采过程资料监测、设备检测，及时生产跟踪，降低风险，提高生产时效。