孫永濤， 李兆敏， 王壯壯， 林 濤， 孫玉豹， 鹿 騰， 李松巖

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院， 青島 266580； 2.中海油田服務股份有限公司油田生產研究院， 天津 300450；3.自然資源部天然氣水合物重點實驗室， 中國地質調查局青島海洋地質研究所， 青島 266071)

渤海油田稠油資源豐富，但冷采開發(fā)采收率僅2%左右，常規(guī)熱采方法如蒸汽吞吐、蒸汽驅等由于受開發(fā)成本、平臺空間等方面限制，難以在海上稠油油藏的開發(fā)中發(fā)揮作用[1-3]。隨著海上小型化熱采設備以及相關配套技術取得突破，多元熱流體技術逐漸成熟，該技術利用航天發(fā)動機的燃燒噴射原理，將發(fā)生器內燃料燃燒產生的蒸汽、熱水以及煙道氣共同注入稠油油藏，實現(xiàn)其高效開發(fā)[4]。2008年率先在渤海南堡35-2油田南區(qū)實施了多元熱流體吞吐先導試驗，熱采試驗井產能較冷采提高了3倍，預測采收率可在冷采基礎上提高8.5%，目前已在20余井次成功實施多輪多元熱流體吞吐，該技術已成為渤海稠油高效開發(fā)的主要手段[5-8]。2016年遼河油田洼38-34-新528井開展了蒸汽吞吐開發(fā)后期轉多元熱流體吞吐先導試驗，周期產油量較前一周期蒸汽吞吐提高2倍，含水率下降15%左右，說明多元熱流體技術能有效改善稠油油藏蒸汽吞吐后的開發(fā)效果[9]。近年來，多元熱流體技術針對魯克沁東區(qū)深層超稠油油藏開發(fā)進行了室內研究，發(fā)現(xiàn)在實際多元熱流體工藝條件下，驅油效率可達68.5%，說明多元熱流體技術對深層超稠油油藏開發(fā)是理論可行的[10]。

隨著渤海稠油多元熱流體吞吐開發(fā)的深化，周期產能遞減加快，井間氣竄問題突出，地層虧空嚴重，開發(fā)效果持續(xù)惡化。大多數(shù)井次已進入多元熱流體吞吐二輪次末期，周期產能僅為第一輪次的70%，第二輪次吞吐時間遠超熱采有效期，分析認為，及時轉周是提高開發(fā)效果必要措施[11]。針對氣竄問題，研究人員從注入方案優(yōu)化、組合式吞吐設計和封竄體系研制等方面開展了大量工作，形成了“兩井同注+溫敏調堵+防乳增效”的氣竄復合防治技術，并于2016年在NB35-2油田進行了現(xiàn)場實踐，井間竄流得到有效控制，單井產量大幅提升[12-16]。同時，多輪次吞吐后還面臨進一步提高采收的問題，數(shù)值模擬結果表明，地層壓力降至4.5～7.0 MPa區(qū)間時應及時轉驅，轉驅后采收率較吞吐開發(fā)能夠提高14.13%[17-18]。

目前渤海油田已進行多元熱流體吞吐開發(fā)20余井次，回顧多元熱流體技術應用中出現(xiàn)的問題和改善措施，除去地層因素影響，造成開發(fā)后期效果變差的根本原因是缺乏多元熱流體吞吐轉驅開發(fā)全過程的優(yōu)化設計，及時轉周能夠減緩周期產能下降，合理的注采參數(shù)，特別是氣水比，能減緩氣竄發(fā)生，明確的轉驅時機能有效改善開發(fā)效果。因此，本文以渤海A油田區(qū)塊的稠油油藏作為研究對象，對多元熱流體吞吐不同開發(fā)階段注采參數(shù)、多元熱流體吞吐轉驅時機和多元熱流體驅不同開發(fā)階段注采參數(shù)進行優(yōu)化設計，首次實現(xiàn)針對多元熱流體開發(fā)全過程的系統(tǒng)研究。

1 模型建立

渤海A油田是位于渤海中部海域的稠油油藏，儲層沉積類型是河流相沉積，埋深900～1 300 m右，孔隙度范圍24%～45%，滲透率范圍100～5 000 mD(1 mD=10-3μm2)，呈現(xiàn)高孔高滲特征，原油密度范圍0.939～0.966 g/cm3，地面脫氣原油黏度位于1 654～3 893 mPa·s范圍內。

該模型以A油田的油藏參數(shù)和開發(fā)現(xiàn)狀作為依據(jù)，建立一個反五點法水平井井組概念模型，考慮到本次研究區(qū)域的大小、形狀和開發(fā)方式，建立的模型大小為1 220 m×900 m×8 m，網(wǎng)格劃分為61×45×4，水平井段長300 m，井距200 m。油藏主要參數(shù)見表1。利用上述模型進行油藏數(shù)值模擬研究，首先模擬多元熱流體吞吐開發(fā)，該過程中多元熱流體的注入溫度設定為360 ℃，注水強度(單位水平井段長度上的日注水量)為15 m3/m，氣水比(標況下多元熱流體中氣體與當量水的體積比)為100 Sm3/m3，CO2與N2比例為20%∶80%，燜井時間為3 d，產液速度為100 m3/d。

表1 油藏基本參數(shù)

2 多元熱流體吞吐階段參數(shù)優(yōu)化

通過調研文獻，并結合現(xiàn)場經(jīng)驗，可知注水強度、氣水比、CO2與N2比例是影響多元熱流體吞吐效果的主要參數(shù)，因此在多元熱流體吞吐階段對這三個注入?yún)?shù)進行優(yōu)化。注水強度的取值為10、12.5、15、17.5、20 m3/m；氣水比的取值為50、100、150、200、250 Sm3/m3；多元氣體中CO2與N2的比例取值為20%∶80%、40%∶60%、60%∶40%、80%∶20%、100%∶0。

在確定了需要優(yōu)化的注入?yún)?shù)及其取值范圍的基礎上，利用正交方法設計了25個方案，進而對多元熱流體吞吐階段各周期注入?yún)?shù)進行優(yōu)化。這里詳細介紹第一周期的參數(shù)優(yōu)化過程，后續(xù)各周期的參數(shù)優(yōu)化都是在前面周期參數(shù)優(yōu)化的基礎上進行的，優(yōu)化過程與第一周期類似。圖1展示了第一個吞吐周期內不同方案下的產油量預測結果，圖2～圖4分別表示了周期產油量隨注水強度、氣水比和CO2比例的變化關系。

圖1 第一周期不同方案的生產結果Fig.1 Production results of different schemes for the first cycle

圖2 第一周期累計產油量隨注入強度的變化關系Fig.2 Change of cumulative oil production in the first cycle with water injection intensity

圖3 第一周期累計產油量隨氣水比的變化關系Fig.3 Change of cumulative oil production in the first with gas-water ratio

圖4 第一周期累計產油量隨CO2比例的變化關系Fig.4 Change of cumulative oil production in the first with CO2 percentage

圖2～圖4中，以周期累產油量作為優(yōu)化注入?yún)?shù)的衡量指標，隨注水強度的增大，周期累產油先增大后逐漸趨于穩(wěn)定；隨氣水比增大，周期累產油先增大后減小；隨注入氣體中CO2比例的增大，周期累產油先增大后逐漸趨于穩(wěn)定。因此，多元熱流體吞吐第一周期的最佳注入?yún)?shù)：注水強度為15 m3/m，氣水比為100 Sm3/m3，CO2與N2比例為60%∶40%。

在第一周期注入?yún)?shù)優(yōu)化的基礎上，按照相同的正交方法對第二周期注入?yún)?shù)進行優(yōu)化。依此類推，共計優(yōu)化9個周期，得到不同周期所對應的最佳注入?yún)?shù)。以各周期的平均壓力為橫坐標，從而得到最佳注入?yún)?shù)隨地層平均壓力的變化，如圖5所示。

圖5 多元熱流體吞吐階段最佳注入?yún)?shù)圖版Fig.5 Plate of optimal injection parameters in the stage of multi-thermal fluid huff and puff

從圖5中可以看到，隨地層壓力下降，最佳注水強度逐漸增大，最佳氣水比小幅增大后基本保持穩(wěn)定，當?shù)貙訅毫抵? MPa后，最佳注水強度顯著減小，最佳氣水比迅速增大。最佳的CO2比例隨地層壓力下降先增大后減小，當?shù)貙訅毫抵? MPa后，最佳CO2比例基本保持穩(wěn)定。

根據(jù)最佳注入?yún)?shù)隨地層壓力的變化規(guī)律，可將多元熱流體吞吐階段劃分3個階段，即多元熱流體吞吐早期(地層壓力>8 MPa)，多元熱流體吞吐中期(4 MPa<地層壓力<8 MPa)，多元熱流體吞吐后期(地層壓力<4 MPa)。

多元熱流體吞吐開發(fā)早期，地層壓力較高，不需要注入過多的多元熱流體，高壓下CO2的溶解降黏作用較強，因此最佳注水強度和氣水比較小，最佳CO2比例較高。隨著開發(fā)進行，地層壓力逐漸下降，需要注入更多的多元熱流體以補充地層能量，因此開發(fā)中期，最佳注水強度和氣水比逐漸增大。在吞吐開發(fā)后期，地層壓力小于4 MPa，此時地層能量虧空嚴重、開發(fā)效果較差，需要注入氣體補充地層能量，但注入再多熱量也很難改善開發(fā)效果，因此最佳注水強度減小，氣水比顯著增大，并且此時氣體的作用以增能為主，溶解降黏作用不明顯，因此CO2比例保持較低水平。

3 多元熱流體吞吐轉驅時機和井網(wǎng)優(yōu)化

多元熱流體吞吐后期開發(fā)效果較差，必須轉驅，但轉驅后的開發(fā)效果受到井間熱連通的影響。如果過早轉驅，注入井與生產井之間沒有實現(xiàn)熱連通，轉驅后開發(fā)效果較差；如果轉驅時機過晚，吞吐過度，會造成注入井與生產井之間容易形成氣竄通道，導致波及效率較低。同時，轉驅后的井網(wǎng)對多元熱流體驅階段的波及系數(shù)有很大影響。因此，合理的多元熱流體吞吐轉驅時機和轉驅井網(wǎng)對多元熱流體開發(fā)效果至關重要。

為了優(yōu)化轉驅時機，分別在多元熱流體吞吐2、3、4、5、6、7個輪次后進行轉多元熱流體驅開發(fā)。多元熱流體吞吐階段的注入?yún)?shù)采用優(yōu)化得到的結果，多元熱流體驅階段的注水速度為300 m3/d，氣水比為50 Sm3/m3，CO2與N2比例為20%∶80%，采注比為1.6，井網(wǎng)采用五點法井網(wǎng)，多元熱流體驅的停井條件為井組日產油低于20 t/d。以多元熱流體吞吐階段和驅替階段總的產油量為衡量轉驅時機的指標，通過數(shù)值模擬研究，得到累計產油量與轉驅周期的關系，如圖6所示。

圖6 不同轉驅時機時對應的累計產油量Fig.6 Cumulative oil production for different timing to turn to multi-thermal fluid flooding

從圖6中可以看到，在多元熱流體吞吐及轉驅的開發(fā)全過程中，隨轉驅周期的增大，累計產油量先增大后趨于穩(wěn)定，在吞吐4個輪次之后轉驅，累計產油量基本不再明顯增大?？紤]到轉驅時機越晚，生產時間越長，多元熱流體開發(fā)的經(jīng)濟效益越差，因此應及時轉驅，最佳轉驅周期為吞吐開發(fā)4周期。從吞吐開發(fā)周期與地層壓力的關系上可以知道，吞吐開發(fā)4個周期后，地層壓力大約為5 MPa。因此，可以得出，多元熱流體吞吐轉驅的最佳時機為地層壓力降至5 MPa左右時。在確定了最佳轉驅時機的基礎上，選取了3種典型井網(wǎng)：五點法井網(wǎng)、反九點井網(wǎng)和排狀井網(wǎng)，對多元熱流體驅階段的井網(wǎng)進行優(yōu)化。從表2中可以看出，在相同的停井條件下，以五點法井網(wǎng)轉驅開發(fā)時生產時間最長，采出程度最高，反九點法井網(wǎng)和排狀井網(wǎng)的生產時間和采出程度遠小于五點法井網(wǎng)，但是排狀井網(wǎng)的平均采油速度最高，油汽比最大。

表2 不同井網(wǎng)下多元熱流體驅開發(fā)指標對比

圖7 不同井網(wǎng)下剩余油飽和度對比Fig.7 Comparison of residual oil saturation under different well patterns

圖7對比了三種不同井網(wǎng)下剩余油飽和度，可以看出，以五點法井網(wǎng)進行多元熱流體開發(fā)時模型中剩余油飽和度較小，波及范圍較大，反九點井網(wǎng)對應的模型邊緣剩余油飽和度較大，排狀井網(wǎng)對應的井間剩余油飽和度較大。因此，綜合對比考慮，選取五點法井網(wǎng)作為多元熱流體驅的井網(wǎng)。

4 多元熱流體驅階段參數(shù)優(yōu)化

在優(yōu)化了多元熱流體吞吐階段注入?yún)?shù)和轉驅時機及井網(wǎng)的基礎上，對多元熱流體驅階段的注入?yún)?shù)進行優(yōu)化，考慮到多元熱流體驅階段不同注采參數(shù)對開發(fā)效果的影響，確定注水速度、氣水比、CO2比例和采注比是需要優(yōu)化的參數(shù)。注水速度的取值分別是100、200、300、400、500 m3/d；氣水比的取值分別是25、50、75、100、125 Sm3/m3；CO2比例的取值分別是20%、40%、60%、80%、100%；采注比的取值分別是1.0、1.2、1.4、1.6、1.8。

在多元熱流體驅替過程中，含水率逐漸上升，含水率的變化對注采參數(shù)的選取有一定影響。為了體現(xiàn)不同驅替階段的特點，可將整個多元熱流體驅過程劃分為三個階段：含水率小于40%、大于40%小于80%、含水率大于80%，對每個階段的最佳注采參數(shù)分別進行優(yōu)化。每個驅替階段的優(yōu)化過程中，都采用正交方法設計了25個方案，對生產效果進行預測，多元熱流體驅階段停井條件可設置為井組日產油低于20 t/d。這里僅以含水率小于40%的驅替階段為例，分析該階段注采參數(shù)的優(yōu)化過程。圖8是含水率小于40%的驅替階段不同方案的累產油結果，圖9～圖12分別是累計產油量隨注水速度、氣水比、CO2比例和采注比的變化關系。

圖8 多元熱流體驅階段不同方案的生產效果Fig.8 Production result of different schemes for multi-thermal fluid flooding

圖9 累計產油量隨注水速度的變化關系Fig.9 Change of cumulative oil production with water injection rate

圖10 累計產油量隨氣水比的變化關系Fig.10 Change of cumulative oil production with gas-water ratio

從圖9～圖12中可以看到，隨注水速度、氣水比、CO2比例和采注比增大，累計產油量具有相似的變化規(guī)律，都是先增大后減小。因此，在含水率小于40%的多元熱流體驅階段，可以得到最佳注采參數(shù)：注水速度為300 m3/d、氣水比為50 Sm3/m3、CO2比例為40%、采注比1.6。

圖12 累計產油量隨采注比的變化關系Fig.12 Change of cumulative oil production with production-injection ratio

在得到了含水率小于40%的驅替階段的最佳注采參數(shù)的基礎上，采用同樣的方法，分別對后續(xù)兩個驅替階段的注采參數(shù)進行了優(yōu)化，最終得到多元熱流體驅全過程中最佳注采參數(shù)的變化，如圖13所示。

從圖13中可以看出，隨含水率增大，對應的最佳注水速度逐漸減小，氣水比逐漸增大，CO2比例和采注比也逐漸減小。根據(jù)含水率大小，將含水率小于40%的階段劃分為低含水階段，將含水率40%～80%的階段劃分為中含水階段，將含水率大于80%的階段劃分為高含水階段。在低含水階段，注水速度大，氣水比小，采注比保持較高水平；隨著含水率上升，注水速度大幅下降，氣水比顯著增加，CO2比例也明顯減小，采注比小幅降低；在高含水階段，注水速度保持較低水平，氣水比較大，采注比逐漸減小。

5 結論

(1)優(yōu)化得到多元熱流體吞吐階段全過程的最佳注入?yún)?shù)圖版。根據(jù)地層壓力，將多元熱流體吞吐開發(fā)劃分早期(大于8 MPa)、中期(8～4 MPa)和后期(小于4 MPa)三個階段。隨吞吐開發(fā)進行，地層壓力逐漸降低，注水強度先增大后減??；氣水比先小幅增大，中期保持基本不變，最后逐漸增大；氣體中CO2比例開始較大，隨后逐漸降低，前期CO2比例維持40%～60%，后期基本保持15%左右。

(2)多元熱流體吞吐轉驅的最佳時機為地層壓力降至5 MPa左右時，最佳的轉驅井網(wǎng)為五點法井網(wǎng)。

(3)優(yōu)化得到多元熱流體驅替階段全過程的最佳注入?yún)?shù)圖版。根據(jù)驅替過程中含水率大小，將多元熱流體驅過程劃分成3個階段，即含水率小于40%的低含水階段、含水率40%～80%的含水上升期和含水率大于80%的高含水階段。隨多元熱流體驅進行，含水率上升，最佳注水速度在低含水率階段小幅減小，在中含水階段大幅下降，在高含水階段保持較低水平，最佳氣水比的變化規(guī)律與注水速度基本相反。