王泰超，朱國金，王 凱，譚先紅，鄭 偉

(1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028)

0 引 言

NB35-2油田位于渤海中部海域，主要含油層位為明化鎮(zhèn)組下段，其南區(qū)是典型的中深層普I-2類稠油油藏，地層原油黏度為700～1 500 mPa·s[1-2]。目前該區(qū)塊部分井表現(xiàn)為井底流壓較低、單井日產(chǎn)油量急劇下降，并且出現(xiàn)了氣竄的現(xiàn)象，需要積極探索后續(xù)接替技術?；馃蛯蛹夹g廣泛適用于注蒸汽后的油藏提高采收率[3-7]，鑒于海上稠油熱采平臺空間有限等特殊條件以及少井、高產(chǎn)的開發(fā)目標，無法照搬陸地油田開發(fā)方式轉換的經(jīng)驗，針對海上平臺條件優(yōu)選合理的井網(wǎng)井型、優(yōu)化合理的注采參數(shù)，對吞吐效果較差的生產(chǎn)井以及多輪次的吞吐井進行轉驅(qū)方案研究。結果表明，火驅(qū)技術較多元熱流體開發(fā)可大幅度提高了原油產(chǎn)量，空氣油比較低，在海上油田實施具有較大潛力。研究結果可為海上稠油熱采方式轉換提供了一定借鑒以及指導意義。

1 海上多元熱流體吞吐開發(fā)現(xiàn)狀

根據(jù)吞吐周期的不同，將生產(chǎn)井分為低周期、高周期吞吐井。以首周期年均累計產(chǎn)油量、各周期年均累計產(chǎn)油量為準將低周期吞吐的井分為Ⅰ類井(周期年均累計產(chǎn)油大于0.9×104m3/a)、Ⅱ類井(周期年均累計產(chǎn)油量小于0.9×104m3/a)[8-9]。制約Ⅱ類井開發(fā)效果的因素主要為邊部儲量豐度低(B27h1井)及邊水突進(B43h井)。高周期吞吐井總體表現(xiàn)為當前日產(chǎn)油量低，回采水率、回采氣率較高，地層壓力降低明顯，同時受油層組反韻律構造的影響，部分井注入氣體超覆導致縱向上動用不均、井間氣竄嚴重。各周期吞吐井生產(chǎn)特征參數(shù)統(tǒng)計及開發(fā)效果分類如表1所示。

表1 各周期吞吐熱采井生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計

2 轉驅(qū)開發(fā)油藏工程設計

采用油藏數(shù)值模擬方法，在區(qū)塊整體模型中截取低效井模型進行轉驅(qū)開發(fā)研究，數(shù)值模擬軟件采用CMG(版本2017.10)的STARS模塊，以多元熱流體吞吐后的溫度場、含油飽和度分布場等作為火驅(qū)開發(fā)的初始屬性場，并結合物理模擬實驗建立火驅(qū)動力學模型。研究對象主要為經(jīng)過多周期吞吐后的生產(chǎn)井(以B29h2井為例)以及氣竄嚴重的生產(chǎn)井(以B27h1井為例)，由于受邊水影響的井(B43h井)正在采取其他工藝試驗，在此不作研究。同時對井網(wǎng)類型、驅(qū)替模式以及注氣參數(shù)等火驅(qū)關鍵參數(shù)進行優(yōu)化設計。

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

對吞吐后的油樣進行加速量熱實驗、熱重分析實驗以及一維燃燒管實驗，同時建立一維燃燒管數(shù)值模擬模型，對實驗結果進行擬合后并結合原油組分分析結果，確定了包括水、輕質(zhì)油、重質(zhì)油、溶解氣、二氧化碳、氮氣、氧氣及焦炭等3相8組分的火驅(qū)數(shù)值模型。數(shù)值模擬過程中組分間的轉化關系由以下4個過程控制：①重質(zhì)油—輕質(zhì)油+焦炭；②重質(zhì)油+氧氣—水+二氧化碳；③輕質(zhì)油+氧氣—水+二氧化碳；④焦炭+氧氣—水+二氧化碳。

2.2 井網(wǎng)井型優(yōu)選

國內(nèi)外成功實施火燒油層技術的油田通常采用高密度的直井面積井網(wǎng)或直井線性井網(wǎng)，單井日產(chǎn)油量較低(國外Suplacu、Balol以及國內(nèi)遼河油田火驅(qū)項目平均單井日產(chǎn)油量均不超過10 m3/d)[10-12]，與海上油田高效、高速的開發(fā)理念相悖，同時，由于海上鉆井支出成本巨大、井槽有限，無法完全照搬陸上油田大幅度調(diào)整、井網(wǎng)加密的經(jīng)驗，因此，如何利用現(xiàn)有井網(wǎng)條件，完成開發(fā)方式轉換及注采井網(wǎng)調(diào)整，使之更切合海上油田“少井高產(chǎn)”開發(fā)的實際尤為重要。

2.2.1 利用原始井網(wǎng)部署火驅(qū)注采井對

在區(qū)塊西南低部位，受北向南斷層遮擋形成獨立斷塊，控制石油地質(zhì)儲量為15.2×104m3。斷塊內(nèi)有2口吞吐井：B27h1及B02s井(圖1)。其中，B27h1井尚處于第1輪吞吐，距離其跟端180 m的定向井B02s井已于2013年由于出砂原因關停，截至關停前累計產(chǎn)油量不足0.1×104m3。

鑒于B27h1井控制儲量較低，側鉆新井不具備經(jīng)濟性。B02s井由于出砂嚴重、作業(yè)難度大已不適合作為采油井，同時B27h1井吞吐采油正常生產(chǎn)多年，因此，考慮將B02s、B27h1井分別作為火驅(qū)開發(fā)注、采井，形成“直-平組合”火驅(qū)井網(wǎng)。一方面水平生產(chǎn)井可以提高火驅(qū)泄油面積，垂直注氣井可以提高水平井跟端處原油動用程度；另一方面火驅(qū)可以作為煙道氣驅(qū)的一種，提高了多元熱流體未波及區(qū)原油的動用程度。

圖1 油藏數(shù)值模擬模型

2.2.2 多周期吞吐后井網(wǎng)井型優(yōu)選

常見的火驅(qū)井網(wǎng)類型包括面積火驅(qū)及線性火驅(qū)。B29h2井位于區(qū)塊東南低部位處，單井控制石油地質(zhì)儲量為32.1×104m3，目前處于第3周期吞吐，累計產(chǎn)油量為4.0×104m3，采出程度僅為12.5%。鑒于B29h2井井控儲量范圍內(nèi)油藏傾角較小(約為2.2 °)，這2種井網(wǎng)類型均適用。對面積法中的五點法井網(wǎng)以及水平井線性井網(wǎng)火驅(qū)進行開發(fā)效果對比(表2)可知，采用水平井線性井網(wǎng)，火線見效時間提前，采出程度最高，同時擁有較低的空氣油比，因此，對于多周期吞吐后的生產(chǎn)井，推薦新增2口水平井，進行轉驅(qū)開發(fā)。

表2 不同火驅(qū)井網(wǎng)類型轉驅(qū)開發(fā)數(shù)值模擬結果對比

2.3 驅(qū)替模式的選擇

B29h2井控制面積超過0.1 km2，考慮到海上油田不具備加密井網(wǎng)的條件，注采井距可能會超過陸地成功實施火驅(qū)的項目。根據(jù)優(yōu)選的井網(wǎng)類型，對大井距開發(fā)進行可行性分析，優(yōu)選最適合多元熱流體吞吐后轉火驅(qū)的火線推進模式。

2.3.1 大井距開發(fā)可行性

目前，陸地上成功實施線性火驅(qū)的油田一般為低密度井網(wǎng)(井距為70～141 m)，單井產(chǎn)能較低[13-16]，與海上稠油高效開發(fā)的理念不符。采用水平井井網(wǎng)、140 m井距提高了單井產(chǎn)能(高峰日產(chǎn)油量超過100 m3/d)，但為了獲得更高的單井累產(chǎn)油量，提高火線波及范圍，提高火驅(qū)壽命期，需繼續(xù)提高火驅(qū)注采井距。對注采間距為120～220 m火驅(qū)開發(fā)效果進行對比(圖2)，由圖2可知，隨著注采井距的增大，火線見效時間延后，峰值產(chǎn)油量增幅并不明顯，同時累產(chǎn)油量增大，當井距達到220 m時，累產(chǎn)油增加不明顯，火線見效時間滯后，成本回收期延長，因此，推薦線性井網(wǎng)注采井距為200 m。

圖2 不同注采井間距火驅(qū)開發(fā)效果對比

2.3.2 燃燒模式選擇

線性火驅(qū)火線燃燒模式一般有3種：①“移風接火”式：當燃燒前緣推進至生產(chǎn)井或生產(chǎn)井氧氣突破后關閉原注氣井，原生產(chǎn)井變?yōu)樾伦饩?；②“一注兩采”式：同一注氣井對應多排生產(chǎn)井開發(fā)；③“雙向驅(qū)替”式：1口采油井對應2口注氣井，火線延2個方向推進[17-20]。

對B29h2井上述3種燃燒模式進行數(shù)值模擬(表3)，由表3可知，采用“一注兩采”式驅(qū)替，累計產(chǎn)油量較高且空氣油比較低，同時穩(wěn)定泄油期較長。主要原因為：①第2排生產(chǎn)井在形成煙道氣驅(qū)之前可以利用熱流體的余熱實施吞吐引效，加快火線見效速度，充分動用水平井附近剩余油；②盡管雙向驅(qū)替高峰產(chǎn)油量較高，但火驅(qū)有效期較短，氣油比達到5 000 m3/m3(冷凝水抵達生產(chǎn)井，失去火驅(qū)開發(fā)價值)[21]的時間較快，油藏存在一定傾角，油藏不同構造部位燃燒和產(chǎn)出速度不均衡。因此，B29h2井考慮“一注兩采”的火驅(qū)燃燒模式。

表3 不同燃燒模式火驅(qū)數(shù)值模擬結果對比

2.4 注氣參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 注氣速率設計

(1) 直井注氣速率設計。根據(jù)國外已開發(fā)油田的礦場實踐經(jīng)驗，允許的最大注氣速率為[22]：

q=0.1LhVR

(1)

式中：q為允許的最大注氣速率，104m3/d；L為注采井間距，m；h為油層厚度，m；VR為燃燒單位體積油砂需要的空氣量，m3/m3。

實驗測得含油砂巖耗氧量為330 m3/m3，油層平均厚度為5 m，注采井間距為180 m，則單井最高注氣速率為2.97×104m3/d，因此，對直井注氣速率分別為1.00×104～3.00×104m3/d進行優(yōu)化設計，并對不同注氣速率下的火驅(qū)開發(fā)指標進行對比分析(表4)。

由表4可知，隨著注氣速率增大，采出程度先增大后減小，累計空氣油比逐漸增大。推薦單井注氣速率為1.50×104～2.00×104m3/d。

表4 直井不同注氣速率下開發(fā)指標

(2) 水平井注氣速率設計。水平井可在沿水平井水段方向大幅度提高注氣強度，提高油層的吸氣能力，但考慮平臺注氣設備的現(xiàn)有條件，最高注氣速率為0.40×104m3/h，在低于油層破裂壓力范圍內(nèi)，可適當增大注氣速率。綜合考慮注氣設備的限制以及多元熱流體吞吐井現(xiàn)場的消耗空氣量，推薦水平井單井注氣速率為4.80×104m3/d。

2.4.2 注氣井射孔層位優(yōu)化

為發(fā)揮蒸汽的超覆效果，提高煙道氣波及范圍的產(chǎn)油量，將實施多元熱流體吞吐生產(chǎn)井設置在油層頂部。世界范圍內(nèi)已成功實施火驅(qū)的薄互層或薄層油藏如杜66塊、紅淺1井區(qū)及印度Balol油田等，為了抑制空氣的超覆現(xiàn)象，提高縱向動用程度，注氣井通常避射油層中上部[23-24]；此外，由于目標區(qū)塊的反韻律構造，油層中下部動用程度較差，因此，推薦垂直注氣井底部射開，水平注氣井設在油層底部，可以延長火線推進距離，降低火線到達水平生產(chǎn)井的時間，延緩空氣及煙道氣超覆現(xiàn)象。

3 NB35-2油田南區(qū)吞吐后轉驅(qū)開發(fā)方案

以NB35-2油田南區(qū)地質(zhì)模型和動態(tài)歷史擬合結果為基礎，結合得到的最優(yōu)井網(wǎng)類型、驅(qū)替模式和注采參數(shù)，針對第1周期吞吐效果較差的井(B27h1井)以及處在第3周期吞吐的井(B29h2、B44h井)共3口井進行整體火驅(qū)方案設計，重啟原廢棄生產(chǎn)井1口(B02s井)，新增水平井4口(注氣井2口、采油井2口)，形成直-平組合井網(wǎng)1組，水平井線性井網(wǎng)2組。垂直井注氣速率為1.5×104～2.0×104m3/d，注氣井底部射開；水平井火驅(qū)井網(wǎng)采用“一注兩采”火線燃燒模式，單井最大注氣速率為4.8×104m3/d，注采井間距為200 m，新增水平井位于油層底部。數(shù)值模擬預測轉驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)指標如圖3所示，轉驅(qū)開發(fā)8 a，累計產(chǎn)油為22.3×104m3，較繼續(xù)進行吞吐開發(fā)(共2輪)累計增油為13.1×104m3，累計空氣油比為2 618 m3/m3。邊部油井增油為3.3×104m3，2口多周期吞吐井轉驅(qū)后平均采出程度可達36.8%，平均單井累產(chǎn)油量達到12.4×104m3。

圖3 轉驅(qū)開發(fā)與繼續(xù)多元熱流體吞吐開發(fā)年產(chǎn)油量與累計產(chǎn)油量對比曲線

經(jīng)濟評價結果(表5)表明，盡管側鉆新井及引進新技術等增加了火驅(qū)投資，但火驅(qū)操作成本的降低及單井累產(chǎn)量的大幅增加使轉驅(qū)具有良好的經(jīng)濟性，并有較短的投資回收期，各方案內(nèi)部收益率為14.7%～26.2%，均保持在中海油最低內(nèi)部收益率要求之上，保證了火驅(qū)開發(fā)的經(jīng)濟性。

表5 轉驅(qū)開發(fā)與保持多元熱流體吞吐開發(fā)經(jīng)濟性評價

4 結 論

(1) 多周期吞吐導致井底供液能力下降、油藏的反韻律構造、邊部儲量豐度低及邊水的突進是部分多元熱流體吞吐井低產(chǎn)、低效的原因，有必要研究后續(xù)接替技術；海上稠油熱采平臺空間、井槽有限，鉆井、操作費用較高，需要探索具有海上特色的火驅(qū)方式。

(2) 根據(jù)海上稠油熱采“少井、高產(chǎn)”的原則，充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)條件，對處在邊部的吞吐井建立“直-平組合”的火驅(qū)注采模式，處在多周期吞吐的井采用線性井網(wǎng)開發(fā)效果最佳；“一注兩采”的火線驅(qū)替模式更適合海上油田吞吐后轉火驅(qū)，同時，適當增大轉驅(qū)注采井距，仍然可以形成有效驅(qū)替；將注氣位置設置在油層底部，可以遏制超覆現(xiàn)象，同時提高縱向動用程度，延長火線驅(qū)替距離。

(3) 分別對3口處于不同開發(fā)周期的井進行整體開發(fā)指標預測，火驅(qū)較多元熱流體吞吐開發(fā)大幅度提高了原油產(chǎn)量，邊部油井累計增油3.3×104m3，處于第3周期吞吐的井“吞吐+火驅(qū)”累計產(chǎn)油量達到12.4×104m3，最終采出程度達到36.8%，轉驅(qū)開發(fā)具有可行性。