摘要：热力采油是稠油油藏开发的主要工艺技术措施，渤海油田具有非常丰富的稠油资源。为充分开发渤海某油田稠油资源，文章基于蒸汽吞吐工艺技术的原理，针对高黏度特稠油的特性，结合该油田具体油藏特点，进行稠油热采工艺设计和应用实施，在注热前期成功进行热力降黏，提高了该油田稠油采收率。

　　关键词：热力采油；稠油；蒸汽吞吐；工艺设计；提高采收率；石油化工

　　0引言

　　所谓热力采油，基于原油的黏度随温度的升高而显著降低这一物理特性，通过向油层中注入高温蒸汽等技术手段，加热油层中的稠油，有效降低稠油的黏度，从而提高其流动性，增大油藏驱油能力，减小稠油从油层到井筒的渗流阻力，以达到提高稠油采收率的目的。作为稠油开采最主要的工艺技术，热力采油产量占稠油和沥青总产量80%以上，已在美国、委内瑞拉、加拿大等国家被广泛应用，中国先后在辽河、新疆、胜利和河南等稠油油田推广应用[1]。在中国渤海，稠油资源比较丰富，分布范围广，剩余油潜力大，海上稠油热采市场潜力巨大。

　　传统的热力采油措施主要包括蒸汽驱油、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽吞吐、火烧油工艺等[2]，相比其他热力采油工艺，蒸汽吞吐稠油热采工艺是目前条件下，技术比较成熟，经验丰富，并且得到世界各大稠油油田广泛应用。近年来，随着我国海洋石油开发不断发展，对热力采油的研究和应用也逐步深入，目前，蒸汽吞吐是渤海油田稠油热采的主要工艺手段[3]。

　　1蒸汽吞吐开采工艺

　　蒸汽吞吐稠油热采工艺大致可分为三个阶段，分别是注汽阶段—焖井阶段—回采阶段，如图1所示。在注汽阶段，油井中下入注汽管柱、隔热油管以及耐热封隔器，管柱下至目的层向上大约几米处。地面各设备连接好并调试合格后，通过注汽管柱逐步开始向目的层注蒸汽。根据油藏地质特性以及原油黏度等数据，合理优化地面工艺参数。焖井阶段，即是在注完预定量的蒸汽后，停止注汽，此时关闭油井，开始焖井，焖井的时间不宜过长和过短，通常在2～7 d左右，通过控制合理的焖井时间，扩大蒸汽带的有效波及面积，使注入的热能充分加热地层中的稠油，同时还不至于造成大量热能的浪费[4]。蒸汽吞吐的第三阶段为回采阶段，在回采初期，油层的压力相对比较高，油井可以采取自喷生产。通过合理控制自喷速度来防止油层出砂。开井初期，采出液中含水率很高，随之会迎来产油高峰期，应及时采取工艺措施尽可能延长产油高峰期。

　　2某海上油田热采工艺设计

　　2.1工程设计原则

　　(1)设备必须满足工艺参数的要求。

　　(2)设备必须符合国家安全要求及行业标准，

　　(3)设备应布局合理，调试和试压合格，投用前应进行试运行。

　　(4)注汽管柱及井下设备必须耐高温。

　　(5)采取必要的防烫伤、防热辐射措施。

　　2.2地面工程设计

　　该油藏属于特稠油/普Ⅱ类稠油。设计汽吞吐工艺的地面工程部分主要分为三大系统，即水源供给系统、燃料供给系统和氮气系统，如图2所示。

　　水源供给系统。根据现场生产条件可选用海水或水源井水作为水源，通过过滤器、海水淡化设备、脱氧设备、软化处理设备、输送泵等，将水源处理达标后输送给蒸汽发生器。过滤器用于过滤海水或水源井水中的颗粒及杂质，经过净化后的海水，经过淡化处理，除去海水中的盐类物质，再经过脱氧设备，脱去水中的溶解氧后，进行软化处理，去除水中的矿物质，将水的硬度降低至0，最终处理达标后经输送泵供给给蒸汽发生器，作为蒸汽的水源。

　　燃料供给系统。原油作为燃料供给系统的燃料来源，经过原油分离器处理合格的原油经过燃油罐、燃油输送泵进入蒸汽发生器燃烧，加热水源从而获得高温蒸汽。

　　氮气系统。氮气系统的主要设备有空压机、制氮机、增压机，在油管中注入蒸汽的同时，大剂量高弹性能的氮气从套管内注入，能够扩大蒸汽在地层中的波及范围，同时起到增加地层能量和疏通近井带堵塞物的作用。

　　2.3增效措施

　　正式作业前，先将原机采生产管柱替换成耐高温的注热管柱。同时关闭采油树的正常生产流程。为了进一步提升蒸汽吞吐作业中后期油井周期性热采开发的效果，尽可能延长热采的有效期。在油井开始注入蒸汽之前，油管正挤前置油溶性降黏剂段塞，通过油溶性降黏剂的注入，使其溶解油层中近井地带的胶质和沥青质，打通近井地带的渗流通道，增强油层的渗透性能，为扩大高温蒸汽的波及面积提供有利条件。同时，在油井的回采过程中，热力降黏效果消失后，油溶性降黏剂还可以在冷油带发挥其优良的降黏特性，降低原油黏度，达到减小原油在油层中的流动阻力，从而延长生产周期之效果的目的。

　　2.4注汽阶段

　　注汽阶段是蒸汽吞吐作业的关键时期。为了提高蒸汽的热效率，降低蒸汽的热损失，在注高温蒸汽前，先从油套环空内连续注氮方式进行隔热，大剂量高弹性能氮气具有扩大蒸汽的地下波及作用范围、对地层增能保压、对近井带的疏通作用。待井底充满氮气后，再向油管内注入高温蒸汽，此时蒸汽的注入压力应略大于氮气的注入压力。待注热稳定后，热采采油树无抬升，可以尝试氮气间歇注入方式。为确保注蒸汽施工过程中地面工程设施安全，地面工艺流程要满足一定的井口抬升补偿距离。如图3所示。

　　2.5焖井阶段

　　在完成注热后，关井焖井5 d，为确保储油层内完成良好的热交换，可适当延长焖井时间。期间，注意关注油压、套压、采油树抬升及采油树温度等参数。

　　2.6回采阶段

　　焖井结束，关闭注蒸汽流程，并对油井放喷，放喷期间，注意控制合理的放喷速度，防止油井出砂。若井底能量充足，则可自喷生产一段时间，待自喷期过后，则可更换机采管柱生产。

　　3主要工艺参数控制

　　将工艺参数控制在合理的范围内，是提升蒸汽吞吐作业效果的重要措施之一。采取数值模拟的方法，对注蒸汽过程中的重要工艺参数进行计算优化，如表1所示的主要工艺参数控制表。同时应制定相关管理制度，定期对重要参数进行记录，并及时作出调整。

　　(1)地面监测。每2 h录取一次井口压力、温度、套管伸长量和蒸汽发生器出口压力、温度、排量及干度数据，并对水处理硬度进行化验分析。

　　(2)氮气设备。每2 h录取一次氮气出口压力、流量和井口注入压力、流量、氮气含氧量并进行化验，设备停注时观察井口套压。

　　4风险分析及提示

　　(1)井筒完整性检测。建议注蒸汽施工前开展井筒完整性检测，根据检测情况开展现场注热施工作业。

　　(2)井口抬升风险。在蒸汽吞吐作业注热期间，由于套管受热膨胀，存在井口装置抬升风险。在蒸汽吞吐注热阶段，紧密观察记录本井及临井套管、井口抬升情况，如果出现井口抬升情况及时采取措施，避免出现安全事故发生。

　　(3)井口穿越装置刺漏。作业过程中观察井口穿越装置是否发生泄漏，一旦刺漏应立即停止注热，关闭高温井下防喷阀，等待压力泄放、采油树温度冷却后重新检查井口穿越装置，并进行紧固处理。

　　(4)液控管线发生泄漏。注汽期间，发现液控管线发生泄漏，立刻关闭地面液控设备，确认泄漏情况，并根据泄漏位置采取相应处理措施。

　　(5)井口刺漏/井喷风险。在蒸汽吞吐注热、焖井、转生产阶段应做好全过程井口刺漏/井喷风险应急预案。

　　(6)地面光缆损断风险。注汽期间，当地面光缆有流体喷出时，应立即开启光缆地面安全装置；当发现地面光缆信号中断时，排查信号中断位置并密切观察光缆尾端压力表示数，确认井内光缆是否损坏。若井内光缆无损坏，可根据信号中断位置，进行光缆连接，重新获取井底信号。

　　5结语

　　介于海上特殊的地理环境，以及海上平台空间的限制，热采作业设备需要在平台有限的空间上合理布局，同时设备的性能既要满足工艺技术要求，也能够符合各项安全要求和规范要求。在蒸汽吞吐作业实施过程中，应根据现场设备运行情况，对设备的故障和设计缺陷进行分析，并提出相应的优化改进方案，确保设备的正常运行，提高海上稠油热采的作业效率和作业效果。

　　参考文献：

　　[1]李娜，张晓亮，袁忠超，等.适用气举工艺的稠油热采开发模式优化[J].重庆科技学院学报(自然科学版)，2017，19(1)：75-78.

　　[2]刘晓瑜，赵德喜，李元庆，等.稠油开采技术及研究进展[J].精细石油化工进展，2018，19(1)：10-13.

　　[3]钟小侠，林洞峰，陈希，等.稠油热采工艺在渤海油田稠油开采中的应用[J],天津科技，2022，49(2)：30-32，36.

　　[4]赵霞.东辛油田蒸汽吞吐法适应性及效果评价研究[D].青岛：中国石油大学(华东)，2011.