余華杰

(中海油研究總院開發(fā)研究院, 北京 100028)

張慧

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

海上稠油油田常規(guī)冷采開發(fā)黏度極限探討

余華杰

(中海油研究總院開發(fā)研究院, 北京 100028)

張慧

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

[摘要]目前海上稠油油田熱采開發(fā)仍處于礦場摸索階段，加之海上熱采開發(fā)具有高開發(fā)成本和高開發(fā)風險的特點，因此，亟需明確海上稠油油田常規(guī)冷采開發(fā)黏度極限。以海上某典型稠油油田為例，運用相似理論建立了與油藏原型相似的物理模擬模型和數(shù)字化試驗數(shù)值模擬模型，并對物理模擬試驗結(jié)果進行了數(shù)字化試驗擬合；在此基礎(chǔ)之上，開展了大量的數(shù)字化試驗并利用參數(shù)回歸得到了在不考慮和考慮稠油啟動壓力這2種條件下的黏度極限關(guān)系式和圖版，并形成了同時考慮這些因素的交會圖版。結(jié)果表明：海上B油田在350m井距、直井注直井采條件下，若要求單井5a平均日產(chǎn)油量不小于10m3，含水率98%采出程度不低于20%、開發(fā)20a采出程度不低于20%，則所對應(yīng)的黏度極限為510mPa·s；若考慮稠油啟動壓力，則所對應(yīng)的黏度極限為350mPa·s。海上稠油冷采黏度極限交會圖版的建立方法科學可靠、圖版成果合理可信，為海上稠油油田開發(fā)方式的合理選擇提供了理論依據(jù)。

[關(guān)鍵詞]海上稠油油田；常規(guī)冷采；物理模擬；數(shù)字化試驗；黏度極限圖版

國內(nèi)外大多數(shù)陸上稠油油藏黏度在150mPa·s以內(nèi)采用常規(guī)冷采的開發(fā)方式，大于該黏度則采用熱采開發(fā)[1～3]。然而海上油田若仍采用這一標準，則有相當部分儲量難以經(jīng)濟有效開發(fā)。因此，有必要針對海上典型稠油油藏特征進行相關(guān)物理模擬和數(shù)值模擬研究，探討海上稠油油藏常規(guī)注水開采方式下的黏度極限。

1目標油田概況

渤海灣海上B油田是一個由半背斜、復(fù)雜斷塊、南北斜坡帶3種圈閉類型組成的北東走向的復(fù)式鼻狀構(gòu)造，孔隙度主要分布于28%～44%之間，平均37.8%，滲透率在100～5000mD之間，平均1664mD，地層原油黏度600～900mPa·s，屬于普Ⅱ類稠油，儲層厚度在10～13m左右，邊底水不發(fā)育，天然能量弱，開發(fā)初期采用350m左右的井距進行開發(fā)，后期采用注入弱凝膠補充天然能量開發(fā)。然而開采多年，采出程度不到3%，冷采開發(fā)效果較差。因此，對于該類稠油油藏常規(guī)冷采的黏度極限的探討就顯得十分重要。

2室內(nèi)物理模擬試驗

稠油油藏在實施注水開發(fā)之前，均要進行可行性分析，而物理模擬試驗是注水開發(fā)可行性研究的主要環(huán)節(jié)[4～6]。結(jié)合相似理論研究，采用稠油油藏平面物理模擬試驗裝置，以海上B油田的油藏物性參數(shù)、流體參數(shù)和生產(chǎn)參數(shù)為依據(jù)，進行稠油油藏常規(guī)冷采開采方式下的物理模擬試驗研究。

2.1物理模擬相似準則

為了將原型油田參數(shù)與平面物理模擬試驗參數(shù)緊密結(jié)合，就需要通過理論分析，研究油田原型與試驗?zāi)Ｐ偷南嗨脐P(guān)系，即通過相似理論研究，推導合適的相似準則，在實現(xiàn)油田原型與試驗?zāi)Ｐ蛶缀蜗嗨频幕A(chǔ)上，保證它們的流動特征的相似性。有了相似準則數(shù)組，就可以根據(jù)油藏原型參數(shù)和已知的模型參數(shù)(如幾何尺寸、流體性質(zhì)等)，確定兩者間流動參數(shù)的對應(yīng)關(guān)系，達到由物理模擬研究結(jié)果預(yù)測油田開發(fā)動態(tài)規(guī)律的目的。在文獻[7]關(guān)于水驅(qū)油物理模擬相似理論推導的基礎(chǔ)上，進行了常規(guī)水驅(qū)油相似準則的推導研究，形成水驅(qū)油的物理模擬相似準則數(shù)組，如表1所示。

注：π1～π5為相似準則數(shù)；v為生產(chǎn)速度，m/s；t為生產(chǎn)時間，s；φ為孔隙度，1；ΔS為截面積，m2；L為長度，m；K為滲透率，D；p為壓差，Pa；μ為黏度，mPa·s；ρ為密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2；σ為表面張力，N/m；θ為接觸角，°；q為注入量，m3/s。

2.2物理模擬模型建立

試驗所使用的平面物理模擬模型具備可視功能，尺寸為40cm×40cm，模型厚度可以根據(jù)需要進行調(diào)節(jié)，可調(diào)范圍為1.5～4.0cm。油田原型參數(shù)(如孔隙度、含油飽和度、殘余油飽和度、束縛水飽和度、滲透率、地層原油黏度)均完全參考海上B油田參數(shù)。為使物理模擬模型與油田原型相似，需使由單值性物理量組成的相似準則數(shù)必須與對應(yīng)原型的相似準則數(shù)相等，即π模=π原，根據(jù)油田原型參數(shù)及相似準則數(shù)組建立的物理模型參數(shù)如表2所示。

表2　物理模擬試驗基礎(chǔ)參數(shù)表

2.3物理模擬試驗結(jié)果及擬合

在物理模型設(shè)備上開展直井注水直井采油的物理模擬(以下簡稱物模)試驗研究，同時建立與物模模型同等尺寸的數(shù)值模擬(以下簡稱數(shù)模)模型，通過調(diào)整數(shù)模模型滲透率、相對滲透率曲線對物模試驗結(jié)果進行擬合，以使數(shù)模結(jié)果能夠與物模結(jié)果相符，同時能真實再現(xiàn)物模試驗過程，物模試驗結(jié)果數(shù)模擬合結(jié)果如圖1所示。

圖1　物模試驗結(jié)果數(shù)模擬合曲線

從圖1可以看出，物模累計產(chǎn)油量、產(chǎn)液量以及含水率曲線均與數(shù)模擬合曲線基本相符，因此數(shù)模擬合后的數(shù)模模型可用來代替其他生產(chǎn)條件下的物模試驗研究。

3黏度極限數(shù)字化試驗

平面物理模擬試驗只能有限次地模擬典型井網(wǎng)、井型及參數(shù)下的稠油油藏開采特征與滲流機理，而利用數(shù)字化試驗方法建立與平面物理模型相對應(yīng)的數(shù)字化模型，通過對參數(shù)調(diào)整擬合可以反演再現(xiàn)平面物理模擬的過程，之后在擬合基礎(chǔ)之上可以實施多個因素或參數(shù)的物理模擬試驗拓展方案。

3.1單因素黏度極限求取

在數(shù)字化試驗擬合驗證的基礎(chǔ)上進行了一系列拓展試驗，研究發(fā)現(xiàn)可以通過擬合曲線，計算5a平均日產(chǎn)油量、含水率98%時的采出程度和20a采出程度對應(yīng)的黏度極限，將3種方式所得黏度極限進行交會求取，可以得到不同井距條件下的黏度極限圖版，從而得到不同標定條件下的黏度極限。設(shè)計了在5個井距(200、300、350、400、600m)、5個注采壓差(5、8、10、12、15MPa)和5個原油黏度(150、300、450、600、900mPa·s)條件下的125組數(shù)字化試驗方案。

3.1.1單井5a平均日產(chǎn)油量黏度極限

模擬計算了125個不同條件下單井5a平均日產(chǎn)油量，結(jié)果如圖2所示。

圖2　不同井距下單井5a平均日產(chǎn)油量與原油黏度和壓差的關(guān)系

從圖2中可得，在同一井距條件下，單井5a平均日產(chǎn)油量隨原油黏度的增加而減小，隨著注采壓差的增大而變大，并且單井日產(chǎn)油量與壓差/黏度呈現(xiàn)對數(shù)式關(guān)系；在不同井距條件下，黏度較高、壓差較小時小井距的日產(chǎn)油量較高，而當壓差較大、黏度較低時，由于小井距提前進入高含水期，日產(chǎn)油量遞減極大，大井距逐漸表現(xiàn)出產(chǎn)能優(yōu)勢。

擬合不同井距條件下單井5a平均日產(chǎn)油量關(guān)系圖，可以得到不同井距條件下單井5a平均日產(chǎn)油量表達式為：

(1)

式中：Q為油井5a單井平均日產(chǎn)油量，m3/d；Δp為注采壓差，MPa；μ為地層原油黏度，mPa·s；a、b為常數(shù)。

因此，可以通過將式(1)變形來反求某注采壓差條件下期望單井5a平均日產(chǎn)油量的黏度極限表達式：

(2)

3.1.2含水率98%時采出程度的黏度極限

在同一井距條件下，油井含水率98%采出程度隨原油黏度的增加而減小，隨著注采壓差的增大而變大，在井距相同、注采壓差不同的情況下，油井含水率98%采出程度變化幅度極小；注采壓差相同、井距不同的情況下，油井含水率98%采出程度變化幅度也極小。因此，油井含水率98%采出程度僅與原油黏度有關(guān)。數(shù)模計算結(jié)果如表3所示。

表3　物理模擬試驗基礎(chǔ)參數(shù)表

擬合可以得到油井含水率98%采出程度與原油黏度之間的關(guān)系式為：

(3)

式中：η為采出程度，%。

進而可以得到由含水率98%采出程度確定的原油黏度極限表達式為：

(4)

式中：η*為期望含水率98%時的采出程度，%。

3.1.320a采出程度對應(yīng)的原油黏度極限

圖3　不同井距條件下最終采出程度擬合關(guān)系圖

模擬計算了125個不同條件下生產(chǎn)20a的采出程度，結(jié)果如圖3所示。從圖3中可得，在同一井距條件下，油井生產(chǎn)20a采出程度隨原油黏度的增加而減小，隨著注采壓差的增大而變大；在不同井距條件下，相同黏度的原油在相同的注采壓差下隨井距的增大，油井最終采出程度減小。

[7]李勇,左連凱,劉亭立：《資產(chǎn)負債觀與收入費用觀比較研究:美國的經(jīng)驗與啟示》，《會計研究》2005年第12期。

η=c·f(Δp/μ)+d

通過擬合試驗結(jié)果，得到不同井距下對應(yīng)的采出程度表達式：

(5)

式中：c、d為常數(shù)；A為截面積，cm2。

根據(jù)式(5)即可反算出不同井距20a采出程度對應(yīng)的原油黏度極限：

(6)

3.2多因素交會黏度極限圖版

按照上述方法，可以分別得到由單井5a平均日產(chǎn)油量、含水率98%采出程度和生產(chǎn)20a采出程度擬合計算出的原油黏度極限數(shù)學關(guān)系式，并將3種表達方式下的黏度極限交會求取不同要求下的黏度極限值，海上油田通常的井網(wǎng)形式為五點井網(wǎng)，井距為350m，采用直井注直井采的方式開發(fā)，該種井網(wǎng)條件下的黏度極限交會圖版如圖4所示。

圖4　五點井網(wǎng)350m井距直井注直井采黏度極限交會圖版

圖4可見，壓差較小時，黏度極限主要受到單井5a平均日產(chǎn)油量及20a采出程度的限制，而當注采壓差足夠大時，黏度極限主要受到含水率98%采出程度的限制；不同的標定條件下黏度極限不同，單井5a平均日產(chǎn)油量曲線、含水率98%采出程度曲線和20a采出程度曲線所對應(yīng)的最大黏度值中的最小值即為該條件下的黏度極限值。若要求單井5a平均日產(chǎn)油量不小于10m3，含水率98%時的采出程度不低于20%、開發(fā)20a采出程度不低于20%，則所對應(yīng)的黏度極限為510mPa·s。

3.3黏度極限圖版的非線性滲流修正

針對稠油水驅(qū)非達西滲流現(xiàn)象，采取修正原油黏度的方法，將非線性滲流過程修正為線性滲流，進而考慮稠油啟動壓力對冷采開發(fā)黏度極限的影響。

假設(shè)實際流動過程為非線性滲流，且油相平均滲流速度可以表示為：

(7)

其中，常數(shù)m僅與油水兩相滲流時的油相相對滲透率有關(guān)。n由原油的非線性滲流特征決定，可通過實際驅(qū)替試驗測得；當原油滲流特征符合達西定律時，n=0，與式(7)等效的線性滲流方程可表示為：

(8)

因為式(7)和式(8)兩者是等效的，可得：

(9)

(10)

r值反映了原油的非線性滲流特征。根據(jù)許家峰等[8，9]提出的水驅(qū)過程中的啟動壓力梯度研究方法，計算了B油田在不同驅(qū)替條件下的啟動壓力梯度，其結(jié)果為：

一維線性驅(qū)替時，r=0.0505225(D·kPa)/(m·mPa·s)

二維直井注水直井采油時，r=0.065459(D·kPa)/(m·mPa·s)

將通過黏度修正后的單井5a平均日產(chǎn)油量、含水率98%采出程度和生產(chǎn)20a采出程度的原油黏度極限數(shù)學關(guān)系式，交會求取不同要求下黏度極限值即可得到考慮非線性滲流修正的黏度極限交會圖版，海上通常井網(wǎng)形式為五點井網(wǎng)，井距為350m，采用直井注直井采開發(fā)，其黏度極限交會圖版如圖5所示。

圖5　五點井網(wǎng)350m井距考慮啟動壓力的黏度極限圖版

從圖5可得，在350m井距的條件下，若要求單井5a平均日產(chǎn)油量不小于10m3/d，含水率98%時的采出程度不低于20%、開發(fā)20a的采出程度不低于20%，則所對應(yīng)的黏度極限為350mPa·s，低于在同等要求條件下不考慮稠油啟動壓力的黏度極限值510mPa·s。這也說明了稠油啟動壓力的存在對稠油開發(fā)的負面作用。

4結(jié)論

1)根據(jù)相似理論，建立與目標油田幾何相似、滲流特征相似的物理模型和數(shù)字化模型，并對物理模擬試驗結(jié)果進行數(shù)字化模型的擬合，是一種能夠?qū)崿F(xiàn)不同條件下多次物理模擬的數(shù)字化仿真的有效方法。

2)通過擬合后的數(shù)字化試驗?zāi)Ｐ?，模擬計算并擬合得到單井5a平均日產(chǎn)油量、含水率98%采出程度和生產(chǎn)20a采出程度的黏度極限表達式，并制作了同時考慮這3種因素下的黏度極限交會圖版。

3)不考慮稠油啟動壓力，海上B油田在350m井距、直井注直井采條件下，若要求單井5a平均日產(chǎn)油量不小于10m3/d，含水率98%時采出程度不低于20%、開發(fā)20a采出程度不低于20%，則所對應(yīng)的黏度極限為510mPa·s。

4)考慮稠油啟動壓力，對非線性滲流過程提出了線性修正的方法，并結(jié)合數(shù)字化試驗結(jié)果，修正得到考慮稠油冷采黏度極限的交會圖版，若要求單井5a平均日產(chǎn)油量不小于10m3/d，含水率98%時采出程度不低于20%、開發(fā)20a采出程度不低于20%，則所對應(yīng)的黏度極限為350mPa·s。

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[編輯]黃鸝

[收稿日期]2016-02-27

[基金項目]國家科技重大專項(2011ZX05030-005)。

[作者簡介]余華杰(1983-)，男，碩士，工程師，主要從事油氣藏工程及數(shù)值模擬等方面的研究，yuhj3@cnooc.com.cn。

[中圖分類號]TE345

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)20-0068-07

[引著格式]余華杰,張慧.海上稠油油田常規(guī)冷采開發(fā)黏度極限探討[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(20):68～74.