劉新光，王 磊，田 冀，譚先紅，李卓林

(中海油研究總院，北京 102200)

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海上稠油油田火燒油層數(shù)值模擬

劉新光，王 磊，田 冀，譚先紅，李卓林*

(中海油研究總院，北京 102200)

渤海BHN35油田采用多元熱流體吞吐開發(fā)，目前已進(jìn)入第2輪吞吐階段，表現(xiàn)出井底流壓低、氣竄等現(xiàn)象，需要積極研究后續(xù)接替技術(shù)。采用數(shù)值模擬技術(shù)研究了該油田火燒油層的可行性，建立了考慮重質(zhì)油、中質(zhì)油、焦炭和溶解氣4組分的化學(xué)反應(yīng)方程式，擬合了室內(nèi)一維燃燒管實驗結(jié)果，確定了化學(xué)反應(yīng)方程配平系數(shù)、指前因子、活化能、反應(yīng)熱等關(guān)鍵參數(shù)；應(yīng)用礦場模型預(yù)測了該油田火燒油層方案的生產(chǎn)效果，推薦采用水平井井網(wǎng)、頂部和中部2條火線同時燃燒的方式開發(fā)，并指明了下一步攻關(guān)方向。該研究對海上油田火燒油層技術(shù)實施具有積極的推動作用。

海上稠油油田；火燒油層；數(shù)值模擬；燃燒管實驗；水平井；BHN35油田

0 引 言

BHN35油田位于渤海中部海域石臼坨凸起西部，其南區(qū)自2008年起開始實施多元熱流體吞吐試驗[1-4]，是世界首個實施稠油熱采的海上油田。南區(qū)儲量主要分布于明下段儲層，平均有效厚度為6.8 m，平均孔隙度為35.0%，平均滲透率為4 245×10-3μm2。地面原油密度(20 ℃)為0.964～0.978 g/cm3，地層原油黏度為700～1 500 mPa·s，屬于Ⅰ-2類普通稠油。目前該油田已進(jìn)入到第2輪吞吐階段，75%的熱采井井底流壓已降至2.5 MPa以下，部分單井控制儲量采出程度已達(dá)20%以上，亟需研究多元熱流體吞吐的接替技術(shù)。由于第2輪注熱過程中所有井都發(fā)生了氣竄，無法實施多元熱流體驅(qū)?？紤]到平臺已安裝用于多元熱流體吞吐的空氣壓縮機，通過數(shù)值模擬技術(shù)預(yù)測了海上稠油油田火燒油層方案指標(biāo)，分析了火燒油層技術(shù)在海上實施需要進(jìn)一步突破的技術(shù)瓶頸[5]。

1 火燒油層一維燃燒管實驗擬合

火燒油層數(shù)值模擬的基礎(chǔ)是合理的化學(xué)反應(yīng)方程式選取及配平系數(shù)、活化能、指前因子、反應(yīng)熱等參數(shù)的確定，需使用該油田油樣進(jìn)行室內(nèi)燃燒管實驗，建立燃燒管機理模型模擬實驗過程[6-7]，通過調(diào)整參數(shù)保證數(shù)值模擬過程與物理模擬過程相吻合，由此確定以上關(guān)鍵參數(shù)。該研究使用CMG油藏數(shù)值模擬軟件STARS模塊擬合BHN35油樣一維燃燒管實驗結(jié)果。

1.1 燃燒管實驗數(shù)值模型建立

建立一維徑向模型，模擬燃燒管內(nèi)徑為7.5 cm，長度為72 cm，燃燒管壁厚為0.2 cm，隔熱層厚度為1 cm，外部空間半徑為2 m，網(wǎng)格數(shù)為4×1×18。模型中設(shè)置了Dead Oil(重質(zhì)油)、Mid Oil(中質(zhì)油)、Coke(焦炭)、Soln Gas(溶解氣)4個組分[8-9]。火燒油層過程中，受到溫度和壓力的影響，輕質(zhì)組分首先被驅(qū)替到生產(chǎn)井方向，因此，溶解氣幾乎不參與氧化；重質(zhì)組分達(dá)到一定溫度時會發(fā)生裂解反應(yīng)，生成中質(zhì)油和焦炭；重質(zhì)油、中質(zhì)油和焦炭均可以與氧氣結(jié)合發(fā)生氧化反應(yīng)，生成水和二氧化碳，并放出熱量。因此，模型需要的化學(xué)反應(yīng)方程共有4組，分別為：

裂解反應(yīng)：

Dead Oil→Mid Oil+Coke

重質(zhì)油氧化：

Dead Oil+O2→H2O+CO2

中質(zhì)油氧化：

Mid Oil+O2→H2O+CO2

焦炭氧化：

Coke+O2→H2O+CO2

1.2 實驗結(jié)果擬合

參照一維燃燒管實驗結(jié)果，反復(fù)調(diào)整化學(xué)反應(yīng)動力學(xué)方程中的配平系數(shù)、反應(yīng)活化能、指前因子、放熱量等參數(shù)，成功擬合實驗的產(chǎn)油量、產(chǎn)氣組成、測溫點溫度等參數(shù)，確定的化學(xué)反應(yīng)方程配平系數(shù)、指前因子、活化能及反應(yīng)熱如表1所示。

2 海上火燒油層油藏方案優(yōu)化及指標(biāo)預(yù)測

2.1 井型優(yōu)化

將表1中擬合得到的化學(xué)反應(yīng)方程系數(shù)、指前因子、活化能、反應(yīng)熱代入BHN35油田模型中，建立油田尺度的火燒油層數(shù)值模擬模型。模型網(wǎng)格數(shù)為147×87×7，模型總石油儲量為218×104m3。首先使用2個井組的數(shù)值模擬模型(實際動用石油儲量為45.6×104m3)對比了直井、直井+水平井組合和水平井井網(wǎng)(圖1)生產(chǎn)10 a的開發(fā)效果(表2)。計算結(jié)果表明，水平井井網(wǎng)單井高峰產(chǎn)能最大，階段累計產(chǎn)油量最大，火線推進(jìn)速度最快，階段末采出程度最高，空氣油比最低，推薦采用水平井井網(wǎng)開發(fā)。

表1 熱化學(xué)反應(yīng)參數(shù)擬合結(jié)果

圖1 火燒油層井型井網(wǎng)優(yōu)化

方案采油井?dāng)?shù)/口注氣井?dāng)?shù)/口單井控制儲量/104m3單井高峰日產(chǎn)油/(m3·d-1)階段累計產(chǎn)油量/104m3階段采出程度/%平均火線推進(jìn)速度/(cm·d-1)空氣油比/(m3·m-3)直井625.726.513.028.44.101637直井與水平井組合427.692.214.732.25.101440水平井427.699.618.139.67.801225

2.2 井網(wǎng)選擇及指標(biāo)預(yù)測

常見的火驅(qū)井網(wǎng)包括線性火驅(qū)和面積火驅(qū)2種方式。BHN35油田地層傾角較小，僅為3 °，線性火驅(qū)和面積火驅(qū)均可作為可選的井網(wǎng)形式。在全油藏模型上對比了面積火驅(qū)和線性火驅(qū)的開發(fā)效果(表3)。由表3可知，采用線性火驅(qū)的采出程度更高，火驅(qū)階段采出程度可達(dá)53.2%。

表3 面積火驅(qū)與線性火驅(qū)結(jié)果對比

根據(jù)模擬結(jié)果，若完全采用線性火驅(qū)，火線從油藏頂部至邊部需要25 a，超出目前平臺的壽命期，也不符合海上油田高速高效的開發(fā)理念。考慮到該油田屬于低幅構(gòu)造，因此，在油藏的頂部和中部各采用1個井排同時進(jìn)行線性火驅(qū)，加快開發(fā)步伐。設(shè)置井排間距為150 m，水平井長度為300 m，開發(fā)初期2個井排共7口注氣井、7口采油井。隨著火線的推進(jìn)，增打第3排采油井，并逐漸將注氣井轉(zhuǎn)換至下一井排。預(yù)測開發(fā)15 a共投入開發(fā)井25口，累計產(chǎn)油114.4×104m3，階段采出程度為47.5%，累計空氣油比為1 492 m3/m3?；鹁€前緣溫度可達(dá)400～500 ℃(原始油藏溫度為55 ℃)，與Suplacu油田觀察井實測溫度接近，高于注蒸汽的溫度，井網(wǎng)控制范圍內(nèi)動用程度很高(圖2)。

圖2 火驅(qū)開發(fā)15a末含油飽和度場(黑色線為水平井)

2.3 預(yù)測結(jié)果可靠性論證

表4為BHN35油田與國內(nèi)外典型已實施火燒油層油田的對比。井距是采收率的主要影響因素，BHN35油田井距介于Suplacu和Balol油田之間，采收率也處于兩者之間；BHN35、Balol油田實施火燒油層的區(qū)塊采出程度較低(5%～10%)，其平均空氣油比低于Suplacu油田和紅淺1區(qū)(25.0%～31.6%)；Balol油田滲透率高、原油黏度較低，火燒油層過程中原油流動性好，殘留焦炭含量低，因此，BHN35油田的空氣油比高于Balol油田；由于采用了水平井，增大了泄油面積和注氣強度，BHN35油田的單井高峰產(chǎn)能可以達(dá)到Balol油田的3.3倍。以上分析說明BHN35模型計算結(jié)果基本合理。

表4 BHN35油田方案預(yù)測結(jié)果與典型已實施火燒油層油田對比

2.4 海上火燒油層攻關(guān)方向

火燒油層技術(shù)在海上油田成功應(yīng)用，還需要在以下2個方面深入攻關(guān)。

(1) 高速高效火燒油層技術(shù)。目前陸地成功實施火燒油層技術(shù)的油田一般是密井網(wǎng)、低產(chǎn)能，與海上高速高效開發(fā)的理念相悖。采用水平井井網(wǎng)提升了火燒油層的井距(150 m)和產(chǎn)能(單井高峰產(chǎn)能達(dá)100 m3/d)，但水平井點火技術(shù)等相關(guān)配套技術(shù)仍需攻關(guān)，實施效果也需要進(jìn)行嚴(yán)謹(jǐn)?shù)默F(xiàn)場試驗驗證。

(2) 火燒油層吞吐技術(shù)。對于同一個油田，如果先期采用多元熱流體或者蒸汽吞吐開發(fā)，后期采用火燒油層開發(fā)，勢必需要先后購置2種熱采設(shè)備，增加平臺改造費用，造成投資浪費，也給平臺結(jié)構(gòu)設(shè)計增加了壓力。因此，對于未開發(fā)油田，考慮將火燒油層技術(shù)作為一次采油技術(shù)是最為經(jīng)濟的方式。掌握火燒油層吞吐技術(shù)，可以在火燒油層前通過吞吐方式降低油藏壓力，增加油藏的注氣能力，擴大注采井距。

3 結(jié) 論

(1) 采用重質(zhì)油裂解反應(yīng)、重質(zhì)油氧化、中質(zhì)油氧化、焦炭氧化4個反應(yīng)方程式，通過調(diào)整化學(xué)反應(yīng)方程配平系數(shù)、指前因子、活化能及反應(yīng)熱等參數(shù)，可以較好地擬合室內(nèi)一維燃燒管實驗結(jié)果，由此，建立的礦場模型能夠模擬海上礦場規(guī)模的火燒油層開發(fā)過程。

(2) 通過數(shù)值模擬，推薦BHN35油田采用水平井井網(wǎng)以提升火燒油層單井產(chǎn)能，降低空氣油比；油藏頂部和中部同時采用2個井排進(jìn)行線性火驅(qū)以提升油田的開發(fā)速度?；馃蛯娱_發(fā)方案設(shè)計井距為150 m，投入開發(fā)井25口，預(yù)測15 a累計產(chǎn)油114.4×104m3，火驅(qū)階段采出程度為47.5%，累計空氣油比為1 492 m3/m3。

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編輯 劉 巍

20160224；改回日期：20160922

中海石油(中國)有限公司“十二五”重大科技項目“海上稠油熱采開發(fā)方案設(shè)計方法及關(guān)鍵技術(shù)研究”(2013-YXZHKY-013)

劉新光(1984-)，男，工程師，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油工程專業(yè)，2010年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事海上油田開發(fā)前期設(shè)計工作

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.021

TE345

A

1006-6535(2016)06-0093-04

* 參與該項研究工作的還有北京中科合力科技發(fā)展有限責(zé)任公司王建國、劉大寶等。