張賢松，謝曉慶，何春百

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；2.中海油研究總院，北京 100027)

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海上稠油油田蒸汽吞吐注采參數優(yōu)化研究

張賢松1，2，謝曉慶1，2，何春百1，2

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；2.中海油研究總院，北京 100027)

針對渤海海域典型稠油油藏高效開采存在的問題，運用油藏工程方法及數值模擬手段，優(yōu)化海上稠油蒸汽吞吐注采參數及技術對策。研究結果表明，海上稠油蒸汽吞吐經濟極限油汽比為0.22。第1周期注汽強度為20 t/m，周期注汽量遞增率為20%，注汽速度為250 m3/d，蒸汽溫度為340℃，悶井時間為5 d，井底蒸汽干度為0.5，產液速度為200 m3/d。各周期井底流壓下降幅度應依次降低。根據該結果，預測海上稠油蒸汽吞吐產油剖面隨周期數的增加而逐漸降低，11個吞吐周期條件下，采出程度可達15.6%。研究結論對海上稠油蒸汽吞吐、合理開發(fā)有重要指導意義。

稠油油田；蒸汽吞吐；經濟極限；注采參數；渤海海域；B44H井

引 言

中國渤海海域稠油資源豐富，如何高效開采這些資源是急需解決的問題[1]。稠油熱采開發(fā)技術已在國內外陸上稠油油田開發(fā)中得到廣泛應用[2-4]，但在海上油田開發(fā)應用較少，尚處于起步階段；海上稠油熱采開發(fā)存在諸多困難與挑戰(zhàn)[5-7]，受到操作成本、作業(yè)空間及開采環(huán)境等因素影響，有必要對海上稠油熱采開發(fā)方案與注采參數優(yōu)化進行研究。

1 油藏數值模擬模型的建立

以渤海海域有代表性的M稠油油藏為研究對象，依據油藏實際地質參數分別建立典型單井及區(qū)塊整體油藏數值模擬模型，以研究海上稠油熱采開發(fā)技術政策。研究區(qū)塊基本參數為：油藏平均埋深為1 116 m，油層厚度為12.7 m，平均有效滲透率為6 065×10-3μm3，平均有效孔隙度為35.6%，地層條件下原油黏度為440 mPa·s，地層原油密度為0.966 g/cm3，原始地層壓力為11.0 MPa，油藏溫度為53℃。

根據研究區(qū)塊實際地質特征，利用熱采油藏數值模擬軟件(CMG)，建立油藏儲層的構造模型、屬性模型、流體模型及生產動態(tài)模型，從而構成完整的油藏數值模擬模型。其中單井模型網格數為66×21×13個，平面網格大小為10 m×10 m，單井控制儲量為45.6×104m3；區(qū)塊整體模型網格數為238×80×13個，平面網格大小為50 m×50 m，采用水平段長度為300 m的水平井進行蒸汽吞吐開采，共18口井，水平井位于儲層第11層，井距為300 m。

2 開發(fā)技術政策研究

2.1 蒸汽吞吐周期末極限經濟產量確定

周期經濟極限日產油是蒸汽吞吐周期轉換的主要依據，是指單周期內日產油的稅后收益與日基本生產成本相等時的日產油量。其計算表達式為：

(1)

式中：Qor為周期經濟極限日產油，m3/d；Cn為單井年基本生產成本，元；α為原油商品率，%；Po為原油售價，元/t；Rs為資源稅率，%；R為綜合稅率，%。

海上稠油蒸汽吞吐投資回收期一般要在吞吐3個周期內實現(xiàn)。根據海上操作等生產成本構成，第1周期單井年生產成本為900×104元，第2周期單井年生產成本為750×104元，第3周期單井年生產成本為600×104元，投資回收期后單井年生產成本為450×104元。運用上述公式和單井生產成本計算可得，前3周期末經濟極限日產油分別為12、10、8 m3/d，后續(xù)周期經濟極限日產油為6 m3/d。

2.2 蒸汽吞吐單周期注采參數優(yōu)化

國內外大量研究結果表明，注采參數對蒸汽吞吐開發(fā)效果具有重要影響。注采參數不僅受鍋爐條件、地面管線和井筒條件的限制，還受油藏條件的限制，流體在地面管線、井筒及地層中流動時相互制約、相互影響。因此，以典型稠油油藏單井模型為基礎，結合海上稠油熱采配套工藝特點，對影響蒸汽吞吐開采效果的注采參數進行了優(yōu)化。

2.2.1 注汽強度

在其他參數不變的情況下，選取第1周期注汽強度(單位水平井長度下的注汽量)分別為8、10、12、15、20、25 t/m進行了蒸汽吞吐開發(fā)效果模擬計算(表1)。結果表明，綜合考慮蒸汽吞吐周期產油量和油汽比，合理注汽強度選擇為20 t/m，即周期注汽量為6 000 m3。

表1 不同注汽強度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

2.2.2 井底蒸汽干度

在其他參數不變的情況下，分別模擬井底蒸汽干度為0.2、0.4、0.5、0.6、0.7時蒸汽吞吐開發(fā)效果(表2)。目前海上小型化蒸汽發(fā)生器的井口蒸汽干度可達0.9，考慮蒸汽在井筒內的熱損失，確定合理的井底蒸汽干度為0.5。

表2 不同井底蒸汽干度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

2.2.3 注汽速度

在其他地質參數不變的情況下，分別模擬注汽速度為200、250、300、350、400 m3/d時蒸汽吞吐開發(fā)效果(圖1)。由圖1可知，隨著注汽速度的增加，蒸汽吞吐周期產油量和油汽比均增加。根據目前海上小型化蒸汽發(fā)生器的實際注汽能力(11.2 t/d)，蒸汽吞吐合理注汽速度選擇為250 m3/d。

圖1 不同注汽速度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

2.2.4 蒸汽溫度

在其他參數不變的情況下，分別模擬蒸汽溫度為280、300、320、340、360℃時的蒸汽吞吐開發(fā)效果(圖2)?？紤]儲層破裂壓力(19 MPa)，推薦合理的蒸汽溫度為340℃。

圖2 不同蒸汽溫度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

2.2.5 悶井時間

在其他參數不變的情況下，分別模擬悶井時間為1、3、5、7、9 d時的蒸汽吞吐開發(fā)效果(圖3)，隨著悶井時間的增加，蒸汽吞吐周期產油量與油汽比均先增加后減小。合理的蒸汽吞吐悶井時間為5 d。

圖3 不同注汽速度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

2.2.6 產液速度

在其他地質參數不變的情況下，分別模擬產液速度為100、150、200、250、300 m3/d時的蒸汽吞吐開發(fā)效果(圖4)。由圖4可知，隨著產液速度的增加，蒸汽吞吐周期產油量與油汽比均逐漸增大，但增加的幅度越來越緩，且過高的產液量會使蒸汽吞吐日產油遞減較快，因此，蒸汽吞吐合理的產液速度為200 m3/d。

圖4 不同蒸汽溫度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

2.2.7 水平段長度

水平段長度對蒸汽吞吐開發(fā)效果具有重要影響。水平段越長，蒸汽吞吐產油量越高，但過長的水平段內井筒摩阻較大，造成水平井趾端加熱范圍變差，影響蒸汽吞吐開發(fā)效果。在其他參數不變的情況下，模擬得到水平段長度分別為200、250、300、350、400m時的蒸汽吞吐周期產油量與油汽比(表3)。

表3 不同水平段長度下蒸汽吞吐開發(fā)效果

由表3可知，隨著水平段長度的增加，蒸汽吞吐周期產油量增加，油汽比降低；當水平段長度超過300 m后，周期產油量增加幅度變緩，且水平段較長所需鉆完井費用也較高，因此，綜合考慮蒸汽吞吐技術與經濟指標，確定合理的水平段長度為300 m。

2.3 蒸汽吞吐多周期注汽量優(yōu)化

在蒸汽吞吐第1周期注汽強度優(yōu)化研究基礎上，對蒸汽吞吐多周期注汽量遞增率進行了優(yōu)化。在總注汽量不變條件下，設計12組方案(表4)。由表4可知，方案4采出程度最高，方案5次之，方案1采出程度最低。這是因為方案4、5初期均采用較小的注汽量加熱地層，而后續(xù)周期的注汽量較大，注入的蒸汽能夠不斷的加熱地層，擴大了加熱范圍，降低了原油的黏度，因此方案4、5蒸汽吞吐采出程度均較高；方案1由于初期注汽量較大，后續(xù)周期增加的注汽量較小，后續(xù)注入的蒸汽加熱地層范圍不如方案4、5廣泛，致使蒸汽吞吐開采效果較差。綜上所述，在總注汽量相同的情況下，蒸汽吞吐各周期注汽量應逐漸遞增，且遞增率為20%時開發(fā)效果最好。

3 典型稠油M油藏蒸汽吞吐試驗效果

在海上稠油蒸汽吞吐注采參數優(yōu)化研究基礎上，開展了礦場先導試驗。圖5為蒸汽吞吐試驗井B44H井的開發(fā)動態(tài)，第1周期初期產量超過預測產量80 m3/d，目前轉入第2周期，其初期產量也超過20 m3/d，均達到方案設計指標。在已有油藏動態(tài)基礎上，對M稠油油藏整體蒸汽吞吐開發(fā)效果進行了預測，該稠油油藏實際區(qū)塊蒸汽吞吐為11個周期，累計注汽量為125.63×104m3，累計產油量為138.69×104m3，平均單井產油量為7.71×104m3，采出程度為15.6%。

表4 蒸汽吞吐周期注汽量遞增研究方案設計

圖5 M稠油油藏典型井B44H井蒸汽吞吐開發(fā)動態(tài)

4 結 論

(1) 海上稠油M油藏蒸汽吞吐前3周期經濟極限日產油分別為12、10和8 m3/d，后續(xù)周期經濟極限日產油為6 m3/d。

(2) M油藏蒸汽吞吐注采參數優(yōu)化結果為：第1周期注汽強度為20 t/m，周期注汽量遞增率為20%，注汽速度為250 m3/d，悶井時間為5 d，產液速度為200 m3/d。在總注汽量相同的情況下，蒸汽吞吐各周期注汽量應逐漸遞增，且遞增率為20%時開發(fā)效果最好。

(3) 通過蒸汽吞吐注采參數優(yōu)化，預測M典型稠油油藏蒸汽吞吐為11個周期，產油剖面隨周期數的增加而逐漸降低，蒸汽吞吐采收率為15.6%。

(4) 現(xiàn)場先導試驗開發(fā)動態(tài)表明，第1周期初期產量超過預測產量80 m3/d，目前轉入第2周期，其初期產量也超過20 m3/d，均達到方案設計的預測指標。

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編輯 張耀星

20141103；改回日期：20150127

國家科技重大專項“海上稠油高效開發(fā)新技術”(2011ZX05024-004)

張賢松(1965-)，男，教授級高級工程師，1986年畢業(yè)于華東石油學院采油專業(yè)，2006年畢業(yè)于中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)與提高采收率科研生產工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.022

TE341

A

1006-6535(2015)02-0089-04