海上油田稠油熱采技術探索及應用
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摘 要：目前，我國已建成了四大稠油生產區：遼河油田、新疆油田、勝利油田及河南油田。渤海油田稠油熱采技術起步較晚，但儲量豐富。目前開發主要以常規開發為主，部分油田開展化學驅采油，熱采處于探索試驗階段。本文主要結合目前海上油田特殊的環境條件、油藏類型和井型特點，介紹了稠油熱采的幾種常規技術以及海上稠油熱采的探索應用和問題。
關鍵詞：稠油熱采;蒸汽吞吐;蒸汽驅;海上油田
中圖分類號：TE345 文獻標識碼：A 文章編號：1003-5168（2019）05-0055-02
Abstract： At present， China has built four major heavy oil production areas： Liaohe Oilfield， Xinjiang Oilfield， Shengli Oilfield and Henan Oilfield. The thermal recovery technology of heavy oil in Bohai Oilfield started late， but it has abundant reserves. At present， conventional development is the main way of development， chemical flooding is carried out in some oilfields， and thermal recovery is in the exploratory and experimental stage. This paper mainly introduced several conventional technologies of heavy oil thermal recovery and the exploration， application and problems of heavy oil thermal recovery in offshore oilfields， combining with the special environmental conditions， reservoir types and well characteristics of offshore oilfields.
Keywords： heavy oil thermal recovery;steam huff and puff;steam flooding;offshore oil field
目前，渤海灣地區發現的稠油地質儲量占總儲量的87.3%，其中地下原油黏度大于400mPa·s的稠油探明地質儲量達2.466 9億m3[1]，熱采潛力巨大。由于海上油田環境的特殊性，稠油熱采開發研究起步較晚。自2008年以來，逐步開展了多元熱流體和蒸汽吞吐的熱采先導性試驗研究，取得了明顯的增產效果，為后續海上稠油熱采技術的規?；瘧玫於嘶A。
1 渤海油田稠油熱采難點
自2008年以來，在渤海灣地區逐步開展了多元熱流體和蒸汽吞吐的熱采先導性試驗研究，取得了一定的效果，但困難仍然很多，主要表現在以下幾個方面。
?、僮⑺畬娱g及層內矛盾突出。主要表現為注水井各層吸水不均，各油井水驅狀況差異大。
?、谒土鞫缺却?，含水上升快。位于過渡帶區域的油井均已進入高含水階段。
?、鄢碛蜔岵蔁崃繐p失大，熱效率低。油藏埋藏較深，導致沿程熱損失嚴重，井底難以產生蒸汽干度;底水儲量比例大，難以保證熱采效果。
?、芎Ｉ掀脚_受空間、承重、資源不便等限制，陸地油田許多開發經驗不適用于海上[2]。
2 常用的熱采技術
2.1 蒸汽吞吐
蒸汽吞吐是先向油井注入一定量的高溫高壓蒸汽，關井一段時間，待蒸汽的熱能向油層擴散后，再開井生產的一種開采重油的增產方法。蒸汽吞吐作業的過程可分為三個階段，即注汽、燜井及回采。其主要作用機理為：加熱降黏作用[3];加熱后油層彈性能量的釋放;回采過程中吸收余熱;蒸汽吞吐過程中的油層解堵作用;蒸汽膨脹的驅動作用;溶劑抽提作用;改善油相滲透率的作用;預熱作用。
2.2 蒸汽驅
蒸汽驅采油[4]，是由注入井連續不斷地往油層中注入高干度的蒸汽，蒸汽不斷加熱油層，從而大大降低了地層原油的黏度，將原油驅趕到生產井的周圍，并被采到地面上來。主要采集原理為：降黏機理;蒸汽的蒸餾機理;熱膨脹機理;油的混相驅機理。
3 渤海油田稠油熱采技術應用
渤海某油田A22H井是一口水平井，該井斜深2 414.67m，垂深1 303.86m，預測實鉆儲層厚度8m，水平段部署在距底3/8厚度處，水平段長度300m，地層原始壓力12.6MPa，地層壓力高，計劃對該井實施蒸汽吞吐測試。
3.1 注汽工藝
為降低井筒熱損失，隔熱油管下深至水平段封隔器上端，采用油管注蒸汽，油套環空注氮氣，同時伴注除氧劑的注汽工藝，保證隔熱、防腐，控制套管抬升（見圖1）。
3.2 燜井時間
燜井時間對周期產油量影響不大，但它能使壓力穩定并促使蒸汽在加熱帶內消失，擴大蒸汽帶。同時，蒸汽凝結成水，從而減少開井生產時液體帶出的熱量。A22H井燜井時間5d，其后放噴，產液溫度為75～90℃。
3.3 生產情況
該井下入電潛泵進行生產，從生產曲線可以看出，井底溫度和干度對熱采高峰產能、有效期及周期增油量影響明顯，通過數值模擬設計在340℃、干度0.4情況下，第一周期累產油1.36×104m3。實際注汽情況下預測第一周期累產油0.9×104m3，第一周期的有效熱采時間為7個月（210d），該井累計熱采生產210d，累產油8 234.72m3，油/汽比2.74（見圖2）。
4 結論
?、僬羝掏录夹g成功在渤海灣地區進行了現場應用，順利完成注汽、燜井、放噴和下泵生產，取得了較好的效果，為下一步大規模開發渤海稠油油田提供了良好的依據和基礎。
?、诓澈５貐^稠油熱采仍處于起步階段，需要繼續對熱采套管、熱采固井技術、熱采井口、熱采防砂等技術進行進一步的探索研究，以形成適合海上油田的整套熱采工藝。
參考文獻：
[1]唐曉旭.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗[J].中國海上油氣，2011（3）：185-188.
[2]譚忠健.海上探井特稠油熱采測試技術研究及應用[J].中國海上油氣，2012（5）：6-10.
[3]邵恒玉.稠油熱采技術的發展趨勢研究[J].中國石油和化工標準與質量，2012（4）：67.
[4]閆歡歡.稠油熱采技術現狀及發展趨勢[J].石油化工，2014（32）：2.
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