冯 硕，司念亭，龙江桥，徐振东，刘玉立

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司生产部 天津 300456；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300456)

我国的稠油(指地层原油粘度大于 50,mPa.s，原油相对密度大于 0.92的原油)资源相当丰富，目前已在松辽盆地、渤海湾盆地和南襄盆地等 15个大中型含油盆地和地区发现了数量众多的稠油油藏，预测全国稠油(包括沥青)的储量在 80×108,t以上，其中仅渤海湾盆地各凹陷在低凸起、边缘斜坡带等处，稠油储量可达 40×108,t以上。[1]随着渤海油田在 2010—2013年连续4年实现3,000万吨油气当量的产量，后期的稳产、增产工作显得尤为重要，因此成功实现稠油油藏的蒸汽吞吐开发生产，将对国内海上油田实现更高的产量目标产生深远的影响。

1 蒸汽吞吐热采可行性研究

1.1 储层特征

本区馆陶组为辫状河沉积，砂体平面上连通性好，岩性为中粗砂岩及含砾中粗砂岩。馆陶组储层物性要优于东营组储层，也具高孔高渗储集特征，孔隙度为30%～35%，渗透率为1,100～3,700,mD。

1.2 流体性质

PVT分析：2010年10月对某井做了一个NgⅡ油组的地面配样，分析结果表明地下原油粘度较高，为577,mPa.s；地下原油密度较大，为0.935,3,g/cm3。

1.3 单井热采可行性研究

NgⅡ油组地质储量为576.19×104,m3，共有2口水平井，分别于2003年10月、2004年9月投产，目前仅一口井在生产，油井产能较低。由于其原油粘度高(地面原油粘度为 4,082～5,612,mPa.s，地下原油粘度为 577,mPa.s)，溶解气油比低(平均为 10,m3/m3)，导致 NgⅡ油组油井产能较低，采出程度仅 0.6%，开发效果不佳。NgⅡ油组有一定的地质储量，井网不完善，具备较大的潜力(见表1)。

表1 蒸汽开发适应性分析Tab.1 Adaptability analysis on steam injection development

2 蒸汽吞吐基本参数介绍

2.1 注汽速度

如果注汽速度低，时间长，注汽过程中将损失过多热量；如果注汽速度过快，将增加注汽压力，部分蒸汽将转变为热水，从而降低注入流体的热焓值，另外注汽压力太高还容易引起汽窜。[2]结合费用考虑，推荐注汽速度：300,m3/d(见图1)。

2.2 周期注汽量

当周期注入量介于 2,400～6,000,m3之间时，累计增油量增幅较大，高于 6,000,m3以后，随着蒸汽在地层热损失的增加，累计增油量增幅明显放缓，根据油汽比综合对比分析，继续注入蒸汽已不具备较好的经济效益，而此时的周期油汽比为 3.3。优化结果：周期注汽量6,000,m3(见图2、3)。

图1 注气速度与累计产油量综合费效对比Fig.1 Comparison of steam injection velocity and accumulated oil production regarding comprehensive cost and efficiency

图2 周期注气量综合对比Fig.2 Comprehensive comparison of cyclic steam injection volume

图3 周期油汽比综合对比Fig.3 Comprehensive comparison of cyclic steam oil ratio

2.3 蒸汽干度

蒸汽干度越高，热采效果越好。考虑到注入的蒸汽在井筒内的热量损失，注汽干度是逐渐降低的；由于注汽管柱主体是高性能隔热油管，导热系数很低，故蒸汽热量损失很缓慢，综合考虑经济因素及目前的井筒隔热水平(目标油藏埋深 1,370,m)，蒸汽干度优化结果为0.3(见图4)。

2.4 注汽压力

注汽压力过低，注入的蒸汽量少，影响热采效果；注汽压力过高，可能引起汽窜，或者压裂地层。由注汽量可以看出，注汽压力为 18,MPa时，满足设计的注汽量(见图5)。

图4 蒸汽干度综合对比优选Fig.4 Comprehensive comparison and optimization of steam dryness

图5 注气压力分析及选取Fig.5 Analysis on steam injection pressure and its selection

2.5 焖井时间

经过数值模拟，由图 6可以看出，焖井前 10天井底温度下降较快，随后减缓。为使注入的蒸汽及其携带的热量在地层中充分扩散，加热地层和流体，回采前，需焖井一段时间。焖井时间建议一般5天。

图6 焖井时间与温度对比变化Fig.6 Correlation of soak time and temperature

2.6 油层保护

鉴于与目的井同层位的临井的水敏实验，通过临井岩心电镜分析得知，储层颗粒表面包裹粘土矿物，粒间孔隙及喉道被粘土矿物充填，粘土矿物主要成分为伊/蒙混层，遇水时易膨胀，堵塞孔隙和喉道，发生水敏，做水敏伤害实验，损害率为 79.6%。为避免热采过程中产生水敏伤害，对注热井实施防膨预处理。通过评价筛选，HTFB-01防膨剂在浓度为 3%时，常温防膨率为 86%，高温(350,℃，72,h)实验防膨率为81%，高于其他防膨剂。

2.7 管线预置

本次作业设备设计压力为21,MPa，温度370,℃，但注汽工作压力控制在 18,MPa以下，所以蒸汽管线材质采用耐高压、耐高温的 15,CrMoG材质，管径为φ76×10,mm。管线连接采用焊接方式，连接完毕后进行X光射线探伤，探伤合格后进行水压试验，试验压力 26.3,MPa、稳压 30,min无压力降，合格。完毕后多管线和阀门进行保温处理。

同时，由于采用氮气隔热并伴注的方式，氮气注入压力为最高 19,MPa，温度常温。由于压力较高，所以氮气管线采用 20,G、φ60×9,mm 管材。管线设计最小需要壁厚为 5,mm，壁厚富裕量为 4,mm，所以管线强度安全可靠。

3 燃料与水源的选取

根据海上油田物料运输周期长、储存空间小的特点，蒸汽吞吐热采作业在燃料和水源的选取上采取就地取材的原则，与陆地有较大不同。

3.1 燃料的选取

蒸汽发生器本次作业采用海上油田群联网供应的天然气，天然气组分经过化验，低位发热量满足蒸汽热采设备设计要求。相对于陆地油田需要燃烧柴油或原油作为蒸汽发生器的燃料，海上油田可以通过使用原本需要通过燃烧处理的伴生气作为燃料供应，实现了伴生气的再利用，节约了大量能源。

3.2 水源的选取

海上蒸汽吞吐有两种水源：水源井地热水和排海生产污水。实施蒸汽吞吐热采作业平台上的水源井目前靠溢流生产，产量仅有 20,m3/d，井口没有采油树、没有下电泵、没有控制柜，而且取样水质化验发现含油 10.5,mg/L，不宜直接使用。排海污水经取样水质化验，悬浮物 7.33,mg/L，含油 8.44,mg/L，两项超标，也不宜直接使用。从经济性、节能减排和减轻平台电量负荷等多角度考虑，蒸汽发生系统将平台排海生产污水作为锅炉用水，以减少地下水资源的消耗，也减少举升地下水所消耗的电量，同时减少平台污水排放量，又达到了节能减排的效果。因此决定采用高精度油水分离器处理排海污水中的油质和悬浮物，将处理后的生产污水作为蒸汽水源。

4 地面设备及工艺流程

地面设备就位后，连接注热管线进行联合调试：反洗泵试运转将平台的排海污水转入高精度油水分离装置，再进入水质软化器进行软化，经化验软化后达标的生产污水再由高压柱塞泵送入蒸汽发生器进行处理至干度达到70%，进而经由采油树向油管内注入(见图 7)。

图7 注蒸汽期间地面设备摆放及工艺流程Fig.7 Placing of ground equipments and the technological process during steam injection

与此同时，环空注入氮气，进行隔热处理：空压机及膜分离制氮机分离出氮气，通过氮气增压机向油套环空注入，注气排量 600,Nm3/h，环空压力控制在19,MPa以内(略大于注蒸汽压力)，以扩大蒸汽的地下波及作用范围，对地层增能保压，疏通近井带。[3]

5 热采整体效果分析

图8 热采后单井计量曲线Fig.8 Measuring curve of single well after thermal recovery

图9 临井(受益井)单井计量曲线Fig.9 Measuring curve of single well for offset well(benefit well)

焖井后启泵进行生产，产液量逐级递增。初期含水很高，至生产第 15天后含油量开始增加，至生产稳定后计量产液 56,m3/d，产油 38,m3/d，含水 32.1%，生产效果较好(见图8)。蒸汽吞吐热采的同时，也收到了良好的蒸汽驱油效果。[4]临井作为受益井，从注热阶段的第 3天起，产液量开始逐步递增升，至注热第 12天，累计注气量达 2,100,t时，产量大幅增加，逐步至生产稳定后，日产液量增加了近 100,m3，日增油 30,m3左右，最高增幅达50,m3，增产效益显著(见图9)。

6 结论与认识

针对海上采油平台作业场地面积较小、燃料及水运输量小且运输周期较长的特点，通过注热阶段燃料和水源的成功选取，节约了作业成本的同时也实现了资源重复再利用。渤海油田首次蒸汽吞吐热采的成功实施，一定程度提高了稠油采油率，也探索出一套适应海上油田蒸汽吞吐热采的生产模式，为后续蒸汽吞吐热采及蒸汽驱热采的开展积累了宝贵的经验。■

［1］ 胡常忠. 稠油开采技术[M]，北京：石油工业出版社，1998：2-3.

［2］ 侯健，王树涛，杜庆军. 海上稠油油藏蒸汽吞吐效果预测模型究[J]，石油天然气学报，2013，35(7)：69-70.

［3］ 王德友，陈德民. 氮气隔热助排提高稠油蒸汽吞吐热采效果[J]，钻采工艺，2001，24(3)：30-33.

［4］ 岳清山，赵洪岩，李平科. 稠油油藏注蒸汽开发技术[M]，北京：石油工业出版社，1998：19-22.