1. 引言
目前国内外对超深层碳酸岩稠油油藏开发技术报道很少，大部分是针对常规稠油油藏进行热采、注气开发 [1] [2] [3] [4] ，涉及超深层稠油或重质组分油藏的开发技术文章少 [5] [6] [7] ，涉及超深层稠油(大于3500米)开发相关的采油工艺、举升工艺，国外也没有文章报道。为了搞清中东超深层碳酸岩稠油油藏MA的开发潜力，为油田长期稳产每天30万桶原油做出贡献，本文进行了MA的开发方案设计研究，以及合理的举升方式研究、合适的增产工艺研究 [8] - [18] ，得到中外双方技术专家认可，为油田稳产提供了技术方案。本文给类似的超深层碳酸岩稠油开发工作者提供了借鉴。
2. 中东超深层碳酸岩稠油油藏MA简况
MA储层埋深3650~3750 m，属非均质性很强的构造–岩性碳酸盐岩储层。储层主要发育于MA1中段Ⅲ层，储层厚度13~23 m (TVD)，平均储层厚度18.5 m；孔隙度15%~25%，中等；渗透率10~500 md，中等。以前只开发生产下部主力层，MA没有动用。新井钻后，MA含油面积增大，地质储量增加较大，穿过井的井距在400~1500 m，地层温度112℃，地层压力42.3 MPa。稠油地表粘度18,000~567,000 mPa.S，地层粘度为100~1500 mPa.S。
3. 开发方案设计研究
3.1. MA开发评价井测试及产能特点
开发评价井157D在MA层酸化后，气举原油产量从2611降低到146.8桶/天；井口压力310~880 psi，然后降至400 psi，井口压力和流量初期不稳定。地面脱气粘度@30℃：214,000 mPa.s，然后在138,000~158,000 mPa.s波动，井口温度由35℃下降至34℃。加入有机溶剂处理后，自喷原油产量从1142 b/d降至326 b/d，井口压力从1050 psi降至290 psi，井口温度由35℃先升高至37℃，再降低至34℃。
现场测试粘度结果：在地面温度30℃时粘度为2948 mPa.s，但逐渐增大到45928 mPa.s，再到53988 mPa.s。后期做稠油粘温曲线：157D油样在地面温度35℃时，103000 mPa.s，在地下112℃时，1504 mPa.s；122油样在地面温度35℃时，27020 mPa.s，在地下112℃时，305 mPa.s。综合分析，在地层条件下的粘度为100~540 mPa.s。
测试研究表明：MA稠油在地层条件下是可以流动的，但由于储层深度过深(3680 m)，井筒温度随着深度变浅而降低，原油在井筒流动中，其粘度随温度降低而增大，同时随着压力的降低，原油脱气，粘度增加。随着粘度的增加，原油在井筒内的摩阻增大，因此随着超深层稠油的生产，产量逐渐减少。因此，我们的主要目标是防止井筒原油变稠，降低原油的粘度，增加原油产能。
3.2. 开发方案研究
开发策略：1) 综合油藏的储层类型、天然水体能量，决定油藏开发方式和原油开采方式。对于受构造、沉积、成岩作用影响的构造–岩性油藏，MA先期采用人工注水，试验水气交替驱。
2) 充分利用老井，进行上返开发，保持稳定生产；充分利用现有的地面设备，原油运输和加工设施，降低开发成本。对老井进行定向井射孔、侧钻等措施进行开发，并在井距过大的地方增加少量新井。
开发层系划分原则：压差大、储层物性差异大、或垂向距离跨度大(大于50~100米)，均需分层开发。由于MA稠油的地层高压性质PVT与下部层系MB21和MC常规原油差异较大，且下部主力生产层压力较低，MA需要单独一套开发层系开发。
注采模式：设计老井上返采油15口，注水井5口，形成面积注水采油，见图1。
Figure 1. MA reservoir development well location map
图1. MA油藏开发井位图
产能设计：根据MA储层开发生产井所钻储层厚度、孔隙度、渗透率，类比地层系数(KH)设计各油井产能，见表1。各井射孔层油层和差油层厚度为10.4~37.3 m，平均为18.2 m；孔隙度为15%~26.2%，平均为20.1%；渗透率范围为6.6~565.8 mD，平均为161.6 mD；地层系数(KH)范围为110~13,862 mD，平均为3589 mD；日产油量400~1600桶/天，平均880桶/天。注水井注入能力也是根据邻层注水井储层物性，类比地层系数(KH)设计各注水井注入量，见表2。各井射孔层平均厚度20.2米；平均孔隙度16%；平均渗透率41.8 md；地层系数KH 845 mD.m。设计单井注水量为4000~6000桶/天，平均5000桶/天。
Table 1. Production design of MA development wells
表1. MA开发油井产量设计
Table 2. Injection rate design of MA injection wells
表2. MA注水井注入量设计
稠油油藏驱动类型研究：稠油油藏驱动类型包括溶解气驱、重力驱动、压实驱动、边底水驱动、人工补充能量驱动，其驱动机理及适用性总结，见表3，研究认为MA适合人工注水补充地层能量。
开发方式研究：通过大量的技术论文研究，收集了多篇适用的论文，通过分析筛选出目前适合MA的先进技术。
影响稠油油藏开发的关键因素是储层埋藏深度和原油粘度。稠油油藏开发一般分为热采法和非热采法。热采法包括蒸汽吞吐(循环注汽)、蒸汽驱动、蒸汽辅助重力驱动(SAGD)、辅助蒸汽驱动、热水驱动；非热采方法包括常规注水、交替注水和高粘度油、二氧化碳驱、碱驱、出砂冷采技术、聚合物驱、注浓硫酸开采、气水交替驱等。其定义、机理、优缺点，总结见表4。
Table 3. Driving types of heavy oil reservoirs
表3. 稠油油藏驱动类型
Table 4. Development technology of heavy oil reservoir
表4. 稠油油藏开发技术
目前国内外主要稠油油田开发实例中，采用蒸汽吞吐法开发稠油的比例为85%，采用蒸汽驱法开发稠油的比例为8%，采用水驱法开发稠油的比例为7%。由于热损失的影响，热采技术主要应用于埋深一般不超过700 m，国内一般为700~1200 m，目前最深埋深为1700 m。
目前国内外的主要稠油油田埋深，油藏类型，沉积相，地层温度，原始压力，储层物性，地层粘度，开发情况等，见表5。
Table 5. Research on development technology of heavy oil field
表5. 稠油油田开发技术调研
稠油实施热采的油藏，大部分油田小于1200米，并且实施小井距开发(100~200 m)；采收率15%~37%。稠油常规开发产能低、含水上升快、产量递减快，预测常规注水开发采收率不足5%。仅注水开发的稠油油藏，随地下原油粘度增高，水驱开发效果越差。在开发案例中，MA稠油油藏与塔河油田相近。
MA稠油油藏初期进行注水开发。因油田日排放天然气125MMSCF，可利用油田天然气，进行气–水交替驱先导试验，增加注入气的波及面积，延缓注入气的突破，提高波及系数。后期现场可进行水气交替注入，进一步提高MA稠油采收率，还可净化油田空气，为绿色油田开发做出贡献。
4. MA合理的人工举升方法及稠油增产技术
4.1. MA稠油举升方式研究
人工举升主要包括抽油机、螺杆泵、电潜离心泵、水力泵和气举等技术和装备，其中有杆泵(抽油机和地面驱动螺杆泵)数量占到了92%。针对有杆泵采油存在的问题(一是效率低、能耗高，有杆泵采油设备平均系统效率只有24%；二是大斜度井、聚驱井、高含水井增多，杆管偏磨问题越来越严重，导致检泵周期短；三是有杆泵采油井口采用光杆盘根密封，更换不及时会导致原油泄漏，造成安全环保事故)，国内外一直在致力于发展无杆举升技术，目前比较成熟的是电潜螺杆泵。该技术主要适用于日产液50 m3以上的油井。
电潜螺杆泵就是井下直驱螺杆泵的无杆举升技术，是近年来发展起来的，已经进行了大量的研究。与电潜泵相比，在稠油井和出砂井中具有更好的应用效果。其优点表现在：
1) 井口无光滑杆等活动部件，无磨损和漏油风险；
2) 与抽油机相比，地面控制柜体积小，重量轻，可以高高在上，雨季也不会淹水；
3) 井下驱动螺杆泵采用无杆举升方式，完全消除了杆管磨损，节省了因杆管磨损造成的修井成本和更换成本；
4) 井下电泵动力调速范围大，适用油井排量范围广。
4.2. 稠油增产工艺研究
掺稀油降粘的举升工艺：一般认为埋深超3500米，为机械举升的上限。进入开发后期，部分产液少的油井，井筒液面常低于3000米，常规机械采油泵下深一般为2500米，并且排量越大，下深越浅。为了进行低效井深抽技术攻关，通过强化材质、优化设计、工艺创新，形成了侧流减载泵、复合深抽泵等深抽工艺，让泵挂下深进一步加深。
在泵挂深度改造的同时，配合注水注气抬升液面，把超深低液面稠油举升出井口。该工艺现场实施13井次，与措施前相比，增液量大，泵效提高56.3%。对5种泵的结果表明，实际生产中，侧流减载泵，可以有效降低抽油杆柱载荷；双层泵的下泵深度最大；自动补偿泵可降低漏失和预防砂卡，延长深抽泵寿命；液压反馈式深抽泵能减小抽油杆柱的下行阻力；电潜泵–有杆泵复合深抽工艺可以明显提高泵效。该研究结果对其他油田深井或井底供液能量不足井的机采方式的选择具有一定参考意义。
电加热技术：其技术原理是采用变频电源，实现集肤效应加热，将电能充分转化为热能，电缆与螺杆内壁形成闭环，外壁加热使油管内原油温度升高，粘度降低。
适用范围：可与抽油机、螺杆泵配合使用，也可在螺杆电潜泵管柱内下入，适用于高凝析层防蜡及稠油井增温降粘等特殊工艺。
5. 认识与结论
稠油油藏开发的关键因素是储层埋藏深度和原油粘度。MA储层埋深3650~3750 m，地层条件下原油粘度100~540 mpa.S，地面粘度18,000~50,000 mpa.S，属于超深层稠油。研究认为MA通过一套注采井网进行开发。初期进行注水保持地层能量，并进行水气交替驱试验。MA采用螺杆泵并试验降粘剂进行举升，同时试验深部电加热技术，提高产量，中后期根据生产需要，采用侧流减载泵、深层液压反馈泵、电潜泵⁃有杆泵复合深泵工艺等深泵工艺进行开发，挖掘油田潜力，为油田长期稳产提供了开发生产技术方案。
致谢
衷心感谢海油国际伊拉克有限公司各位同事的帮助与支持，特别是开发技术部同事提供了大量基础资料，感谢中海油相关单位提供的资料与帮助。
参考文献