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(shù)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(shù)值模擬手段，優(yōu)化海上稠油蒸汽吞吐注采參數(shù)及技術(shù)對策。研究結(jié)果表明，海上稠油蒸汽吞吐經(jīng)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(chǎn)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(jù)該結(jié)果，預測海上稠油蒸汽吞吐產(chǎn)油剖面隨周期數(shù)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(jié)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(jīng)濟極限；注采參數(shù)；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(shù)已在國內(nèi)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(shù)優(yōu)化進行研究。

1 油藏數(shù)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(jù)油藏實際地質(zhì)參數(shù)分別建立典型單井及區(qū)塊整體油藏數(shù)值模擬模型，以研究海上稠油熱采開發(fā)技術(shù)政策。研究區(qū)塊基本參數(shù)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(jù)研究區(qū)塊實際地質(zhì)特征，利用熱采油藏數(shù)值模擬軟件(CMG)，建立油藏儲層的構(gòu)造模型、屬性模型、流體模型及生產(chǎn)動態(tài)模型，從而構(gòu)成完整的油藏數(shù)值模擬模型。其中單井模型網(wǎng)格數(shù)為66×21×13個，平面網(wǎng)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(wǎng)格數(shù)為238×80×13個，平面網(wǎng)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(shù)政策研究

2.1 蒸汽吞吐周期末極限經(jīng)濟產(chǎn)量確定

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

(1)

式中：Qor為周期經(jīng)濟極限日產(chǎn)油，m3/d；Cn為單井年基本生產(chǎn)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(nèi)實現(xiàn)。根據(jù)海上操作等生產(chǎn)成本構(gòu)成，第1周期單井年生產(chǎn)成本為900×104元，第2周期單井年生產(chǎn)成本為750×104元，第3周期單井年生產(chǎn)成本為600×104元，投資回收期后單井年生產(chǎn)成本為450×104元。運用上述公式和單井生產(chǎn)成本計算可得，前3周期末經(jīng)濟極限日產(chǎn)油分別為12、10、8 m3/d，后續(xù)周期經(jīng)濟極限日產(chǎn)油為6 m3/d。

2.2 蒸汽吞吐單周期注采參數(shù)優(yōu)化

國內(nèi)外大量研究結(jié)果表明，注采參數(shù)對蒸汽吞吐開發(fā)效果具有重要影響。注采參數(shù)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(chǔ)，結(jié)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(shù)進行了優(yōu)化。

2.2.1 注汽強度

在其他參數(shù)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(jié)果表明，綜合考慮蒸汽吞吐周期產(chǎn)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(shù)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(nèi)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(zhì)參數(shù)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(chǎn)油量和油汽比均增加。根據(jù)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(shù)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(shù)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(chǎn)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(chǎn)液速度

在其他地質(zhì)參數(shù)不變的情況下，分別模擬產(chǎn)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(chǎn)液速度的增加，蒸汽吞吐周期產(chǎn)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(chǎn)液量會使蒸汽吞吐日產(chǎn)油遞減較快，因此，蒸汽吞吐合理的產(chǎn)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(chǎn)油量越高，但過長的水平段內(nèi)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(shù)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(chǎn)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(chǎn)油量增加，油汽比降低；當水平段長度超過300 m后，周期產(chǎn)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(shù)與經(jīng)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(chǔ)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(shè)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(shù)優(yōu)化研究基礎(chǔ)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(chǎn)量超過預測產(chǎn)量80 m3/d，目前轉(zhuǎn)入第2周期，其初期產(chǎn)量也超過20 m3/d，均達到方案設(shè)計指標。在已有油藏動態(tài)基礎(chǔ)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(chǎn)油量為138.69×104m3，平均單井產(chǎn)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(shè)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(jié) 論

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

(2) M油藏蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化結(jié)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(chǎn)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(shù)優(yōu)化，預測M典型稠油油藏蒸汽吞吐為11個周期，產(chǎn)油剖面隨周期數(shù)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(chǎn)量超過預測產(chǎn)量80 m3/d，目前轉(zhuǎn)入第2周期，其初期產(chǎn)量也超過20 m3/d，均達到方案設(shè)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(shù)”(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(chǎn)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.022

TE341

A

1006-6535(2015)02-0089-04