張風義 廖輝 楊東東 吳婷婷 葛濤濤 杜春曉 耿志剛

中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院

LD油田位于渤海北部海域，含油層段為明化鎮(zhèn)及館陶，油藏埋藏深(900～1000 m)，油層厚度大(30～50 m)，地層壓力高(原始油藏壓力10.4 MPa)，地層條件下原油黏度大(47 ℃時黏度為50 000 mPa·s)，且隔夾層發(fā)育，帶有底水，油藏模式復雜，是典型的深層塊狀特稠油油藏。對于這一類型油藏，國內(nèi)外無開發(fā)先例借鑒。稠油油田開發(fā)常用的蒸汽輔助重力泄油技術(shù)(steam assisted gravity drainage，SAGD)適用于埋深較淺的油藏，國內(nèi)應(yīng)用該技術(shù)的埋深不超過600 m，加拿大一般也僅為200～300 m[1-6]。LD油田埋深遠超過該技術(shù)的應(yīng)用埋深，目前工藝技術(shù)在原始油藏條件下難形成高干度的蒸汽腔，無法直接采用SAGD開發(fā)。因此，該油藏如何開發(fā)意義重大。針對這一問題，根據(jù)LD深層特稠油油田地質(zhì)油藏條件，利用物理模擬實驗手段，建立了三維物理模型，對該塊狀稠油油藏熱采模式進行了探索，研究了流體與油藏巖石在高溫高壓下的相互作用，不同SAGD熱采條件下蒸汽腔發(fā)育規(guī)律，找出了適合海上深層厚層特稠油油藏熱采開發(fā)技術(shù)，為LD油田的開發(fā)提供了決策依據(jù)，同時也為海上同類油田的開發(fā)提供了借鑒。

1 實驗設(shè)計

1.1 物理模型建立

相似比例模化物理模型是研究稠油熱采的有效手段。為更好地研究流體與油藏巖石在高溫高壓下的相互作用，以及蒸汽腔在油藏作用下的發(fā)育規(guī)律[8]，通過相似準則，利用幾何相似、物理相似、時間相似[4]，將現(xiàn)場尺度油藏原型轉(zhuǎn)化成實驗室尺度油藏模型，建立如圖1所示的高溫高壓雙水平井三維比例物理模型[7-11]，模型與原型的相似比為1∶250(見表1)。實驗使用露頭砂填制模型，模型采用正方形比例模型，內(nèi)尺寸為400 mm×400 mm×400 mm(長×寬×高)，模擬長200 m，厚40 m的油藏單元，填砂后孔隙度為32.6%，滲透率為3000 μm2。實驗所用油樣為LD礦場原油。實驗裝置主要包括填砂模型、恒溫箱、溫度和壓力采集系統(tǒng)、蒸汽發(fā)生器、N2氣瓶、CO2氣瓶、柱塞泵、活塞容器等。

1.2 實驗條件

設(shè)計了2種開發(fā)模式的評價實驗，通過兩組實驗的對比來優(yōu)選適合深層塊狀稠油油藏的開發(fā)模式。第1種開發(fā)評價實驗采用加拿大SAGD模式，設(shè)計了循環(huán)預(yù)熱后直接SAGD開發(fā)方案；第2種開發(fā)評價實驗考慮該油田原始油藏壓力較高，為充分利用低壓下蒸汽的優(yōu)勢，降低對海上注熱工藝技術(shù)要求，設(shè)計了先期蒸汽吞吐降壓后期轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)方案。

方案(1)：直接SAGD開發(fā)模式(即高壓SAGD)：循環(huán)預(yù)熱階段蒸汽注入溫度300 ℃，蒸汽干度高于70%，蒸汽流量30 mL/min，井間溫度超過80 ℃轉(zhuǎn)SAGD生產(chǎn)；SAGD生產(chǎn)階段蒸汽注入溫度300 ℃，蒸汽干度高于70%，生產(chǎn)井出口壓力控制為10 MPa，略小于原始油藏壓力。

方案(2)：蒸汽吞吐降壓后轉(zhuǎn)SAGD開發(fā)模式(即低壓SAGD)：吞吐階段蒸汽注入溫度300 ℃，蒸汽干度高于40%；第1輪次出口壓力控制為8 MPa；第2輪次出口壓力控制為6 MPa；第3輪次出口壓力控制為3 MPa；SAGD生產(chǎn)階段蒸汽注入溫度250 ℃，蒸汽干度高于70%；生產(chǎn)井出口壓力控制為3 MPa。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 生產(chǎn)特征對比

實驗結(jié)果(見圖2 )表明，蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)SAGD(低壓條件)產(chǎn)油量變化特征明顯分為上升、平穩(wěn)、下降3個階段，對應(yīng)開發(fā)過程為：汽腔上升、汽腔水平擴展、汽腔側(cè)向擴展，最終采出程度為54.7%；但循環(huán)預(yù)熱后直接SAGD(高壓條件)，開發(fā)過程階段不明顯，同時產(chǎn)量平穩(wěn)期較低壓SAGD模式短，迅速進入遞減階段，最終采出程度僅為34.9%，比低壓SAGD開發(fā)模式低19.8%。主要是因為蒸汽在低壓下體積大、熱焓值高，利于蒸汽腔發(fā)育，而在壓力較高條件下，蒸汽的比容降低，影響了蒸汽腔發(fā)育范圍。此外，飽和熱水熱焓增大，采出熱量增多，熱效率降低，開發(fā)效果變差。

2.2 蒸汽腔發(fā)育規(guī)律對比

圖3和圖4分別為低壓條件與高壓條件下SAGD的生產(chǎn)階段對應(yīng)的蒸汽腔發(fā)育狀態(tài)圖。由圖3和圖4可知：產(chǎn)量上升階段、持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)階段、產(chǎn)量下降階段分別于與蒸汽腔向上發(fā)育階段、橫向擴展階段、蒸汽腔下降階段對應(yīng)；高壓條件下，相同階段SAGD蒸汽腔的發(fā)育范圍較小，汽腔的橫向發(fā)育慢，即蒸汽腔的水平發(fā)育階段時間少，呈現(xiàn)峰值產(chǎn)油量很快下降的現(xiàn)象。

2.3 累積油汽比對比

圖5為吞吐轉(zhuǎn)SAGD及直接SAGD的累積油汽比(OSR)與注入孔隙體積倍數(shù)對數(shù)值(ln(PV))的對比關(guān)系曲線，為將預(yù)熱階段的油汽比變化特征考慮在內(nèi)，將蒸汽吞吐階段的相應(yīng)數(shù)據(jù)添加至統(tǒng)計關(guān)系中。

由圖5可知，兩種開發(fā)模式下累積油氣比曲線均表現(xiàn)出明顯的3段式分布規(guī)律，即：上升階段、緩慢下降階段、快速下降階段，且吞吐轉(zhuǎn)SAGD累油氣比明顯高于循環(huán)預(yù)熱SAGD，說明低壓條件下更有利于蒸汽腔發(fā)育，提高蒸汽利用率，增加原油產(chǎn)量，改善塊狀稠油油藏開發(fā)效果。

2.4 累產(chǎn)油量對比

圖6和圖7為吞吐降壓轉(zhuǎn)SAGD與循環(huán)預(yù)熱直接SAGD兩種開發(fā)模式下累積注入量、累積產(chǎn)液量與累積產(chǎn)油量的變化關(guān)系。由圖6可知，曲線的后半段呈現(xiàn)明顯的直線關(guān)系。相同注入量下，直接SAGD開發(fā)，最終采收率達到34.9%，而吞吐轉(zhuǎn)SAGD，最終采收率為54.7%。主要是因為直接SAGD開發(fā)時，蒸汽比容降低，相同階段SAGD蒸汽腔的發(fā)育范圍較小，汽腔的橫向發(fā)育慢，即蒸汽腔的水平發(fā)育階段少，影響了波及范圍，開發(fā)效果變差。此外，通過對比兩曲線趨勢可知，純油藏循環(huán)預(yù)熱SAGD的曲線斜率明顯高于純油藏吞吐轉(zhuǎn)SAGD的曲線斜率，說明蒸汽腔發(fā)育到一定程度后，相同采出程度時，高壓SAGD需消耗更多的注入蒸汽，同時產(chǎn)出更多的液體(見圖7)，而產(chǎn)出液溫度也較高，需要投入更大規(guī)模產(chǎn)出液處理設(shè)施，同時對設(shè)施耐溫級別要求也更高，經(jīng)濟性差，相反低壓SAGD蒸汽耗費量則更小。綜合分析，該油田選用蒸汽吞吐降壓后轉(zhuǎn)SAGD模式開發(fā)效果更好。

3 結(jié)論

(1) 采用先期蒸汽吞吐降壓再轉(zhuǎn)為SAGD接替的熱采方式可有效利用蒸汽在低壓下體積大、熱焓值高的物理特點，充分發(fā)揮SAGD熱采優(yōu)勢，其最終采收率最高，比直接在原始油藏壓力下采用SAGD開發(fā)模式采收率提高19.8%。

(2) 油藏埋深大(>600 m)，地層壓力高的油藏不宜直接SAGD開發(fā)，宜采用先期蒸汽吞吐降壓再轉(zhuǎn)為SAGD的開發(fā)方式。

(3) 研究認為，海上深層塊狀特稠油油藏LD油田適合采用先蒸汽吞吐降壓，再適時轉(zhuǎn)SAGD的開發(fā)模式。