鄭 偉，袁忠超，田 冀，譚先紅

(中海油研究總院，北京 100027)

引 言

渤海稠油資源豐富，截至2010年底，稠油儲(chǔ)量占已發(fā)現(xiàn)原油總儲(chǔ)量的85%［1］。對(duì)于地下黏度大于350 mPa·s的稠油，常規(guī)注水冷采開(kāi)發(fā)，無(wú)論從單井產(chǎn)能，還是采收率，都無(wú)法滿足海上高效高速開(kāi)發(fā)要求。為取得較高的采收率［2－7］，急需更換開(kāi)發(fā)方式。海上稠油熱采開(kāi)發(fā)受油層埋深、井型、層系、鉆完井、海上平臺(tái)空間、鍋爐用水及經(jīng)濟(jì)成本等因素的制約，存在著諸多困難和挑戰(zhàn)。

渤海A油田南區(qū)是復(fù)式鼻狀構(gòu)造，主要含油層段位于明化鎮(zhèn)組下段。油藏埋深為900～1300 m，受河流相沉積的影響，儲(chǔ)層薄、砂體規(guī)模小、橫向變化大，縱向疊置性差，油水關(guān)系復(fù)雜。儲(chǔ)層高孔高滲，平均孔隙度為35%，平均滲透率為4245×10－3μm2。原油具有高密度、高黏度、高膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、低凝固點(diǎn)的特點(diǎn)，地下原油黏度為449～926 mPa·s。A油田南區(qū)于2005年9月投產(chǎn)，采用天然能量常規(guī)冷采開(kāi)發(fā)，截至2013年9月，累計(jì)產(chǎn)油量為57.0×104m3，采出程度約為2.0%。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，主要暴露出受原油黏度的影響，冷采井產(chǎn)能低、含水上升快，部分井投產(chǎn)即出現(xiàn)高含水甚至暴性水淹。為改善海上稠油油田的開(kāi)發(fā)效果，在對(duì)油藏綜合技術(shù)、熱采工藝及工程等方面深入研究的基礎(chǔ)上，A油田南區(qū)進(jìn)行了多元熱流體吞吐試驗(yàn)探索［8－10］，并總結(jié)出適合多元熱流體吞吐及蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)的技術(shù)界限，針對(duì)目標(biāo)油藏可快速篩選適宜的熱采方式。

1 典型模型的建立

參考南區(qū)主力砂體相關(guān)物性參數(shù)，利用CMG數(shù)值模擬軟件STARS熱采模塊建立典型模型:層狀油藏，含溶解氣，無(wú)氣頂和底水。構(gòu)造頂深為1000 m，模型巖石、流體及熱物性參數(shù)見(jiàn)表1所示。模型地質(zhì)儲(chǔ)量為47×104m3。

模型注入?yún)?shù)如下:①多元熱流體吞吐。注入介質(zhì)為熱水和煙道氣體，單井周期注入水當(dāng)量為4200 m3，注入速度為210 m3/d，注熱20 d，悶井5 d，注入溫度為240℃，日注氣量為81000 m3，氮?dú)馀c二氧化碳的比例為5.6∶1.0，生產(chǎn)340 d，吞吐10個(gè)周期;②蒸汽吞吐。注入介質(zhì)為蒸汽，注入溫度為340℃，井底干度為0.4，其他參數(shù)同上。

表1 模型基本參數(shù)

2 開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

以典型模型為基礎(chǔ)，分別考慮不同油藏滲透率、垂向與水平滲透率比值(Kv/Kh值)、韻律性、油層有效厚度、原油黏度及不同控制儲(chǔ)量條件下，多元熱流體及蒸汽吞吐2種熱采方式的開(kāi)發(fā)效果。

2.1 滲透率

圖1 不同滲透率條件下累計(jì)產(chǎn)油量

其他參數(shù)不變，對(duì)比不同滲透率條件下多元熱流體及蒸汽吞吐熱采效果 (圖1)。由圖1可知，隨著滲透率的增加，2種熱采方式累計(jì)產(chǎn)油量均先較快增加后變化平穩(wěn)。在較小滲透率條件下，多元熱流體開(kāi)發(fā)效果明顯差于蒸汽吞吐;當(dāng)滲透率大于2000×10－3μm2時(shí)，兩者差異不明顯，多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)效果稍好。這是因?yàn)楫?dāng)滲透率較小時(shí)，流體流動(dòng)性差，產(chǎn)能低，地層壓力衰竭緩慢，能量充足，此時(shí)多元熱流體吞吐的增能保壓作用體現(xiàn)不明顯，而降黏效果成為影響開(kāi)發(fā)效果的首要因素。由于蒸汽的熱焓值明顯高于多元熱流體，其井筒附近降黏效果較好，因此導(dǎo)致多元熱流體效果差于蒸汽吞吐。當(dāng)滲透率較高時(shí)，多元熱流體的增能保壓、擴(kuò)大加熱范圍的作用機(jī)理能夠更好地體現(xiàn)出來(lái)，彌補(bǔ)了降黏效果差這一劣勢(shì)。

2.2 Kv/Kh值

圖2 不同Kv/Kh值條件下累計(jì)產(chǎn)油量

其他參數(shù)不變，對(duì)比不同Kv/Kh值條件下2種熱采方式的開(kāi)發(fā)效果(圖2)。由圖2可知，多元熱流體吞吐累計(jì)產(chǎn)油量隨垂向滲透率的增大，先急劇減小后變化平緩，蒸汽吞吐累計(jì)產(chǎn)油量變化不明顯;當(dāng)Kv/Kh值較小時(shí)(小于0.1)，多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)效果優(yōu)勢(shì)明顯。這是由于蒸汽在流動(dòng)過(guò)程中會(huì)因?yàn)闊釗p耗轉(zhuǎn)化為熱水，較小垂向滲透率阻礙了蒸汽的上升，而多元熱流體中的氣體受滲透率的影響相對(duì)較小，能夠形成一定超覆現(xiàn)象，從而可以更好地動(dòng)用中上部?jī)?chǔ)層，表現(xiàn)在含油飽和度方面(圖3)，多元熱流體中上部?jī)?chǔ)層熱波及動(dòng)用均勻，各層剩余油飽和度明顯低于蒸汽吞吐;當(dāng)Kv/Kh較大時(shí)，2種熱采方式開(kāi)發(fā)效果相當(dāng)，蒸汽吞吐稍占優(yōu)勢(shì)(圖4)。由圖4可知，多元熱流體吞吐縱向動(dòng)用差異大，頂部?jī)?chǔ)層剩余油飽和度低，中下部?jī)?chǔ)層剩余油飽和度高，這是因?yàn)楫?dāng)垂向滲透率較大時(shí)，多元熱流體吞吐超覆嚴(yán)重，不利于中下部?jī)?chǔ)層的動(dòng)用。而蒸汽吞吐頂部?jī)?chǔ)層剩余油飽和度雖高于多元熱流體吞吐，但各層動(dòng)用相對(duì)均勻，整體熱采效果稍?xún)?yōu)于多元熱流體。

圖3 不同熱采方式含油飽和度分布圖(Kv/Kh=0.01)

2.3 韻律性

圖5 不同韻律性條件下累計(jì)產(chǎn)油量

其他參數(shù)不變，考察韻律性對(duì)多元熱流體及蒸汽吞吐的影響(圖5)。由圖5可知，正韻律儲(chǔ)層有利于多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)，而反韻律更有利于蒸汽吞吐。這是因?yàn)檎嵚蓵r(shí)，多元熱流體可更好的動(dòng)用中上部?jī)?chǔ)層，開(kāi)發(fā)效果較好;反韻律時(shí)，蒸汽亦可較好的動(dòng)用中上部?jī)?chǔ)層，攜帶更多焓值的蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果較好。

2.4 油層厚度

其他參數(shù)不變，考察不同油層厚度對(duì)多元熱流體及蒸汽吞吐的影響(圖6)。由圖6可知，隨著油層厚度的增加，兩種熱采方式的累計(jì)產(chǎn)油量均呈增大趨勢(shì)。油層厚度為10 m時(shí)，兩者累計(jì)產(chǎn)油量相當(dāng);油層厚度小于10 m時(shí)，蒸汽吞吐熱采效果好于多元熱流體吞吐;油層厚度大于10 m時(shí)，多元熱流體吞吐熱采效果更好。這是由于多元熱流體能起到很好的擴(kuò)大熱波及面積的作用，隨著油層厚度的增加，多元熱流體吞吐表現(xiàn)出了一定的優(yōu)勢(shì)。

圖6 不同油層厚度累計(jì)產(chǎn)油量

2.5 原油黏度

圖7 不同原油黏度條件下累計(jì)產(chǎn)油量

其他參數(shù)不變，考察不同原油黏度對(duì)多元熱流體及蒸汽吞吐的影響(圖7)。由圖7可知，隨著原油黏度的增大，2種熱采方式的累計(jì)產(chǎn)油量開(kāi)始下降較快，之后變緩。原油黏度小于1000 mPa·s時(shí)，多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)效果稍好;而較大的原油黏度更有利于蒸汽吞吐。這是由于原油黏度較低時(shí)，多元熱流體的增能保壓作用能夠得到很好的體現(xiàn)，較大的生產(chǎn)壓差提高了產(chǎn)量;當(dāng)原油黏度較高時(shí)，黏度成為影響開(kāi)發(fā)效果的首要因素，此時(shí)降黏效果更好的蒸汽吞吐體現(xiàn)出一定的優(yōu)勢(shì)。

2.6 控制儲(chǔ)量

其他參數(shù)不變，通過(guò)改變油藏面積的方式，對(duì)比不同控制儲(chǔ)量下多元熱流體及蒸汽吞吐的熱采效果(圖8)。由圖8可知，2種熱采方式熱采效果差異小，隨著控制儲(chǔ)量的增大，累計(jì)產(chǎn)油量呈增大趨勢(shì);當(dāng)控制儲(chǔ)量較大時(shí)，蒸汽吞吐稍占優(yōu)勢(shì)，這是因?yàn)楫?dāng)井控面積遠(yuǎn)超過(guò)2種熱采方式的波及范圍時(shí)，蒸汽吞吐較好的降黏效果在一定程度上彌補(bǔ)了熱波及面積小及地層能量衰竭快的劣勢(shì)。

圖8 不同控制儲(chǔ)量條件下累計(jì)產(chǎn)油量

3 吞吐開(kāi)發(fā)方式優(yōu)選

通過(guò)對(duì)不同油藏、流體條件下多元熱流體及蒸汽吞吐的熱采效果對(duì)比分析，初步總結(jié)出適合多元熱流體及蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)的油藏流體參數(shù)技術(shù)界限，如表2所示。

表2 不同熱采開(kāi)發(fā)方式優(yōu)選界限

根據(jù)A油田南區(qū)油藏流體條件，結(jié)合不同熱采方式優(yōu)選技術(shù)界限，從技術(shù)上初步判斷A油田南區(qū)適宜多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)。

南區(qū)自2010年以來(lái)，共實(shí)施多元熱流體吞吐熱采井15口(6口非正常生產(chǎn)井)，其中有4井次達(dá)到預(yù)期效果，其他熱采井由于出砂、管柱問(wèn)題和鉆后儲(chǔ)層變化較大等原因未達(dá)到開(kāi)發(fā)預(yù)期。利用流溫法及米采油指數(shù)法綜合評(píng)價(jià)多元熱流體吞吐熱采井有效期在300 d左右，所有熱采井第1周期平均產(chǎn)能為51 m3/d，周期平均產(chǎn)油量為1.5×104m3;達(dá)到設(shè)計(jì)要求的熱采井第1周期平均產(chǎn)能為57 m3/d，周期平均累計(jì)產(chǎn)油量為1.8×104m3。通過(guò)對(duì)比同井注熱前后及同層位相鄰位置冷熱采井的開(kāi)發(fā)效果，可以得出，熱采井周期平均產(chǎn)能和累計(jì)產(chǎn)油量均是冷采井的1.5～2.0倍，多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)效果明顯好于冷采。截至2013年9月底，熱采井累計(jì)產(chǎn)油24.4×104m3，日產(chǎn)油量為273 m3/d，熱采井累計(jì)增油量為3.72×104m3。

4 結(jié)論

(1)多元熱流體吞吐優(yōu)勢(shì)主要體現(xiàn)在擴(kuò)大熱波及面積、增加彈性能量2個(gè)方面;由于蒸汽的熱焓值明顯高于多元熱流體，其井筒附近降黏效果好于多元熱流體，其主要優(yōu)勢(shì)體現(xiàn)在較好的加熱降黏作用。應(yīng)根據(jù)不同的油藏流體參數(shù)及吞吐周期來(lái)優(yōu)選合適的吞吐方式。

(2)首次總結(jié)出適合多元熱流體吞吐及蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)的技術(shù)界限，從技術(shù)上可快速評(píng)價(jià)篩選海上目標(biāo)油田適宜的吞吐方式。

(3)A油田南區(qū)多元熱流體吞吐熱采井有效期為300 d左右，達(dá)到設(shè)計(jì)要求的熱采井第1周期平均產(chǎn)能為57 m3/d，周期平均累計(jì)產(chǎn)油量為1.8×104m3，周期平均產(chǎn)能和累計(jì)產(chǎn)油量均是冷采井的1.5～2.0倍，熱采效果較好。

［1］唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)［J］.中國(guó)海上油氣，2011，23(3):185－188.

［2］張義堂.熱力采油提高采收率技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2006:129－138.

［3］程紫燕.勝利油田稠油熱采數(shù)值模擬研究進(jìn)展［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2010，17(6)，71 －73，77.

［4］高明，等.稠油油藏蒸汽吞吐后蒸汽驅(qū)提高采收率實(shí)驗(yàn)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2009，16(4):77－79.

［5］孫玉環(huán)，等.曙一區(qū)杜84塊興I組塊狀超稠油油藏水平井蒸汽吞吐試驗(yàn)［J］.特種油氣藏，2000，7(S0):37－40.

［6］龔姚進(jìn)，等.齊40塊蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)研究［J］.特種油氣藏，2007，14(6):17－21.

［7］田仲?gòu)?qiáng)，等.勝利油田稠油開(kāi)采技術(shù)現(xiàn)狀［J］.特種油氣藏，2012，19(4):52 －55.

［8］陳明.海上稠油熱采技術(shù)探索與實(shí)踐［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2012:34－64.

［9］李浩.南堡35－2油田單井蒸汽吞吐優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.油氣地面工程，2008，27(11):35 －37.

［10］王雪飛，楊歧年，趙啟彬.多元熱流體吞吐技術(shù)在海洋稠油探井測(cè)試中的應(yīng)用［J］.油氣井測(cè)試，2011，20(3):35－36.