趙洪巖，葛明曦，張 鴻

(中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

遼河油田曙一區(qū)超稠油是遼河油田稠油的重要產(chǎn)能貢獻(xiàn)區(qū)，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1.86×108t，占遼河油田稠油儲(chǔ)量的18.5%，年產(chǎn)油量為280×104t/a，約占遼河油田稠油年產(chǎn)量的45%。超稠油的黏度遠(yuǎn)超出蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)，需要突破幾項(xiàng)關(guān)鍵的技術(shù)界限，才能成功實(shí)現(xiàn)蒸汽驅(qū)，但相關(guān)文獻(xiàn)鮮有系統(tǒng)研究。國(guó)外成功蒸汽驅(qū)案例中原油黏度均小于1.0×104mPa·s，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)前不需加熱即可實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替，而超稠油的黏度大于5.0×104mPa·s，若不充分加熱則注采井間的冷油不能有效流動(dòng)，影響舉升和汽腔的擴(kuò)展。因此，運(yùn)用物理模擬、數(shù)值模擬等手段，對(duì)超稠油蒸汽驅(qū)啟動(dòng)溫度界限、極限產(chǎn)量、最小油層厚度、最大產(chǎn)液量、最低注汽量等技術(shù)界限進(jìn)行了研究，并以此為依據(jù)指導(dǎo)蒸汽驅(qū)整體部署。

1 區(qū)塊概況

曙一區(qū)構(gòu)造上位于遼河坳陷西部凹陷西斜坡中段，含油目的層為新生界下第三系沙河街組興隆臺(tái)油層和上第三系館陶組館陶油層，平面上分布在杜84、杜229、杜813、杜212、杜80等區(qū)塊中，油藏埋深為550～1 150 m，油層溫度下脫氣原油黏度為5.8×104～23.2×104mPa·s。自1996年超稠油蒸汽吞吐試采獲得成功后，各開發(fā)單元陸續(xù)投入蒸汽吞吐開發(fā)，目前平均吞吐15.7個(gè)周期，采出程度達(dá)到32.2%，周期油汽比由高峰期0.68降至接近經(jīng)濟(jì)極限0.21。2005年開始進(jìn)行提高采收率技術(shù)攻關(guān)與探索，先后開展了SAGD試驗(yàn)和蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，均取得了成功[1-12]。SAGD率先由試驗(yàn)進(jìn)入工業(yè)化，預(yù)計(jì)采收率可達(dá)65.0%，而蒸汽驅(qū)仍停留在試驗(yàn)階段，如杜229塊，主要是由于超稠油蒸汽驅(qū)的技術(shù)界限尚未確定。

2 超稠油蒸汽驅(qū)啟動(dòng)溫度界限

蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)中，原油黏度上限值為1.0×104mPa·s，而超稠油黏度超過5.0×104mPa·s，不滿足蒸汽驅(qū)要求。由于原油黏度隨溫度升高而降低，當(dāng)達(dá)到一定溫度時(shí)，原油黏度可降至界限值以下，從而滿足蒸汽驅(qū)要求，該溫度稱為啟動(dòng)溫度。采用黏溫曲線法、單管驅(qū)替法綜合確定超稠油蒸汽驅(qū)的啟動(dòng)溫度界限。

1.1 黏溫曲線法

稠油屬于黏塑性非牛頓流體，對(duì)溫度有較強(qiáng)的敏感性，超過拐點(diǎn)溫度可實(shí)現(xiàn)由黏塑性流體向擬塑性流體的轉(zhuǎn)變，從而實(shí)現(xiàn)流動(dòng)，即拐點(diǎn)溫度為超稠油蒸汽驅(qū)的啟動(dòng)溫度。根據(jù)杜229塊和杜84塊的實(shí)測(cè)黏溫?cái)?shù)據(jù)(圖1)，利用稠油拐點(diǎn)溫度測(cè)算方法[13]，得到曙一區(qū)超稠油拐點(diǎn)溫度計(jì)算公式：

圖1 杜229塊和杜84塊黏溫圖版Fig.1 The viscosity-temperature chart of Du 229 block and Du 84 block

T0=17.56lgμo-6.77

(1)

式中：T0為原油拐點(diǎn)溫度，℃；μo為50 ℃地面脫氣原油黏度，mPa·s。

利用式(1)求得曙一區(qū)各區(qū)塊超稠油拐點(diǎn)溫度(表1)。由表1可知，曙一區(qū)超稠油拐點(diǎn)溫度為78.7～87.4 ℃。

表1 黏溫曲線法確定的各區(qū)塊拐點(diǎn)溫度Table 1 The inflection point temperature of each block determined by the viscosity-temperature curve method

1.2 單管驅(qū)替法

采用Φ2.54 cm×50 cm一維填砂管模型，測(cè)定杜84塊超稠油在80.0、100.0、120.0、150.0 ℃下壓力梯度隨時(shí)間變化曲線(圖2)。由圖2可知：當(dāng)溫度為80.0 ℃時(shí)，壓力梯度陡升，達(dá)到最大值時(shí)保持不變，表明流體未發(fā)生流動(dòng)，無法驅(qū)替；當(dāng)溫度為100.0 ℃時(shí)，壓力梯度緩慢上升，達(dá)到最大值時(shí)保持不變，表明流體發(fā)生黏彈性變形，可驅(qū)替但流動(dòng)不暢；當(dāng)溫度為120.0、150.0 ℃時(shí)，壓力梯度先升高后小幅降低，表明流體可以流動(dòng)，實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替。因此，杜84塊蒸汽驅(qū)啟動(dòng)溫度為100.0 ℃。

圖2 不同溫度下杜84塊單管驅(qū)替模型壓力梯度Fig.2 The pressure gradient of single-tube displacement model of Du84 block at different temperatures

對(duì)于未進(jìn)行單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的超稠油區(qū)塊，可以借助小尺度數(shù)值模擬技術(shù)實(shí)現(xiàn)模擬驅(qū)替過程，從而確定蒸汽驅(qū)啟動(dòng)溫度。小尺度數(shù)值模擬的原理為：以一組已完成的單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，建立與該實(shí)驗(yàn)尺寸完全一致的數(shù)值模型，并擬合驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的物理過程，當(dāng)模擬的壓力梯度與實(shí)驗(yàn)壓力梯度吻合時(shí)，小尺度數(shù)值模擬預(yù)測(cè)過程即代表實(shí)驗(yàn)過程，其壓力梯度緩慢升高時(shí)所對(duì)應(yīng)的溫度即為啟動(dòng)溫度。在此基礎(chǔ)上，正交設(shè)計(jì)不同滲透率與原油黏度比值下的蒸汽驅(qū)數(shù)值模型，其與啟動(dòng)溫度關(guān)系見圖3。隨比值逐漸減小，蒸汽驅(qū)啟動(dòng)溫度不斷升高，回歸公式為：

圖3 不同α下啟動(dòng)溫度變化(α=K/μo)Fig.3 The changes of threshold temperature under different K/μo

T啟動(dòng)=20.16-17.14ln(K/μo)

(2)

式中：T啟動(dòng)為蒸汽驅(qū)啟動(dòng)溫度，℃；K為油層滲透率，mD。

根據(jù)各區(qū)塊原油黏度和滲透率，按式(2)計(jì)算出各區(qū)塊的啟動(dòng)溫度(表2)。由表2可知，各區(qū)塊的啟動(dòng)溫度為80.1～100.1 ℃，略高于黏溫曲線法確定的拐點(diǎn)溫度。

表2 單管驅(qū)替法確定的各區(qū)塊啟動(dòng)溫度Table 2 The threshold temperature of each block determined by single-tube displacement method

對(duì)比黏溫曲線法及單管驅(qū)替法可知，單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)?zāi)M了蒸汽在多孔介質(zhì)下的驅(qū)替過程，符合滲流原理，因此，確定啟動(dòng)溫度時(shí)應(yīng)以單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)法為主。此前，在杜229塊所開展的超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)取得了成功，采出程度已達(dá)57.5%。該試驗(yàn)是在蒸汽吞吐14個(gè)周期、油藏溫度升至80.0 ℃時(shí)開展的，與表2中的啟動(dòng)溫度一致，驗(yàn)證了單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)法的正確性。

2 超稠油蒸汽驅(qū)操作界限

2.1 經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量及油層厚度下限

蒸汽驅(qū)的投入較大，而超稠油的油價(jià)相對(duì)較低，需要確定經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量及厚度下限作為部署依據(jù)。

2.1.1 經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量

按照投入產(chǎn)出法計(jì)算最低產(chǎn)油量。當(dāng)投入產(chǎn)出平衡即經(jīng)濟(jì)效益為0時(shí)，所得到的產(chǎn)油量即為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量：

(3)

式中：Qmin為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，104t；Cfon為新增鉆井及地面投資，104元；Po為油價(jià)，元/t；Ro為原油商品率；Taxo為綜合稅率；Cvo為操作成本，104元。

按照曙一區(qū)現(xiàn)有井網(wǎng)及轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)時(shí)新增鉆井、鍋爐投資，考慮操作成本與油價(jià)的正相關(guān)性[14]，計(jì)算出當(dāng)油價(jià)為2 248 元/t時(shí)，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量界限為2.5×104t。

2.1.2 蒸汽驅(qū)油層厚度下限

利用表2中的油藏參數(shù)，分別建立不同區(qū)塊在70 m井距反九點(diǎn)井網(wǎng)條件下的單井組數(shù)值模型，蒸汽驅(qū)采收率為55%～65%，以瞬時(shí)油汽比0.10作為結(jié)束條件，預(yù)測(cè)不同厚度下各區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)油量(圖4，經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為2.5×104t)。由圖4可知，在油價(jià)為2 248 元/t時(shí)，曙一區(qū)油層厚度下限需要達(dá)到14～18 m。若油價(jià)發(fā)生變化，則油層厚度下限可適當(dāng)放寬。

圖4 不同區(qū)塊不同厚度下蒸汽驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量與油層厚度關(guān)系Fig.4 The correlation between the cumulative oil production and reservoir thicknesses in in different blocks.

2.2 單井注采能力

單井最大采液能力及最低注汽速度是設(shè)計(jì)蒸汽驅(qū)井網(wǎng)的重要依據(jù)。單井注采能力之比與井網(wǎng)注采井?dāng)?shù)比密切相關(guān)，可以根據(jù)注采比例關(guān)系來確定井網(wǎng)形式：注采能力相近，選擇注采井?dāng)?shù)比為1的五點(diǎn)井網(wǎng)；注入能力是采液能力的2倍，選擇注采井?dāng)?shù)比為2的反七點(diǎn)井網(wǎng)；注入能力是采液能力的3倍，選擇注采井?dāng)?shù)比為3的反九點(diǎn)井網(wǎng)。如果注采能力計(jì)算不當(dāng)，將導(dǎo)致井網(wǎng)設(shè)計(jì)不合理，導(dǎo)致蒸汽驅(qū)失敗。

2.2.1 單井最大采液能力

蒸汽驅(qū)過程中單井最大采液能力一般可通過先導(dǎo)試驗(yàn)或者蒸汽吞吐試采結(jié)果、數(shù)值模擬結(jié)果確定。在沒有先導(dǎo)試驗(yàn)的區(qū)塊，可利用式(4)進(jìn)行類比確定。

Qlmax=JhΔp

(4)

式中：Qlmax為單井最大采液量，m3/d；J為比采液指數(shù)，m3/(MPa·d·m)；h為油層厚度，m；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa。

根據(jù)杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)結(jié)果，單位厚度下的比采液指數(shù)為0.89 m3/(MPa·d·m)，生產(chǎn)壓差為2 MPa。其他區(qū)塊可利用與杜229塊產(chǎn)出液黏度之比來確定其比采液指數(shù)，再根據(jù)區(qū)塊的油層厚度計(jì)算其最大采液量(表3)。

表3 不同區(qū)塊單井最大采液能力計(jì)算結(jié)果Table 3 The calculation results of the maximum fluid production capacity of a single well in different blocks

2.2.2 單井最低注汽能力

以井底蒸汽干度大于50%為約束條件確定單井最低注汽能力。在目前隔熱工藝水平下，井底蒸汽干度為：

(5)

式中：Xi為井底蒸汽干度；X為井口蒸汽干度；Q′為每米井筒熱損失，kJ/(h·m)；L為井深，m；qis為冷水當(dāng)量的注汽速度，kg/h；Hwv為汽化潛熱，kJ/kg。

井口蒸汽干度一般為75%，曙一區(qū)興隆臺(tái)油層各區(qū)塊的油層埋藏深度為750～950 m，若確保井底蒸汽干度大于50%，則最低注汽速度應(yīng)為110～140 t/d。

3 曙一區(qū)超稠油蒸汽驅(qū)整體優(yōu)化部署

利用前文總結(jié)的技術(shù)界限，對(duì)曙一區(qū)超稠油蒸汽驅(qū)進(jìn)行整體部署。依據(jù)油層厚度下限確定汽驅(qū)層段及部署范圍，依據(jù)注采能力設(shè)計(jì)井網(wǎng)井距。

3.1 驅(qū)替層系與井網(wǎng)井距優(yōu)化

3.1.1 驅(qū)替層系組合

按照蒸汽驅(qū)的厚度界限及產(chǎn)量界限，在具備一定隔層及凈總比條件下，重新劃分驅(qū)替層系。曙一區(qū)興隆臺(tái)油層為層狀超稠油油藏，油層厚度普遍較大，隔層穩(wěn)定，可組合為1～3套驅(qū)替層系(表4)。

表4 曙一區(qū)興隆臺(tái)油層蒸汽驅(qū)層系劃分結(jié)果Table 4 The division results of steam flooding strata in Xinglongtai formation of Shu-1 block

3.1.2 井網(wǎng)井距優(yōu)化

利用蒸汽驅(qū)優(yōu)化設(shè)計(jì)新方法[15-23]，計(jì)算出各區(qū)塊蒸汽驅(qū)過程中單井注汽能力與單井最大產(chǎn)液能力的倍數(shù)關(guān)系為2.5～2.7倍，接近反九點(diǎn)井網(wǎng)的注采井?dāng)?shù)比3，因此，可采用反九點(diǎn)井網(wǎng)。根據(jù)蒸汽驅(qū)井距計(jì)算公式，計(jì)算出井距應(yīng)為68～80 m。

(6)

式中：D為井距，m；n為注采井?dāng)?shù)比，反九點(diǎn)井網(wǎng)取3；ql為單井產(chǎn)液量，m3/d；Qis為單位油藏體積注汽速率[15]，取蒸汽驅(qū)界限值180 m3/(d·m·km2)；ho為平均油層厚度，m；FA為井網(wǎng)面積系數(shù)，反九點(diǎn)井網(wǎng)取4；RPI為井組采注比，取蒸汽驅(qū)界限值1.2。

所計(jì)算的井網(wǎng)井距與實(shí)際的70 m井距正方形井網(wǎng)較為接近，因此，可直接將現(xiàn)有井網(wǎng)改造為反九點(diǎn)井網(wǎng)，減少新鉆井工作量。對(duì)于直井井網(wǎng)間的加密水平井，蒸汽驅(qū)過程中可用于輔助提液或作為監(jiān)測(cè)井。

3.2 部署結(jié)果

根據(jù)曙一區(qū)地質(zhì)特征，對(duì)曙一區(qū)超稠油蒸汽驅(qū)按照1～3套層系、70 m井距反九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行部署，在興Ⅱ～Ⅴ油層組整體部署蒸汽驅(qū)井組436個(gè)，覆蓋石油地質(zhì)儲(chǔ)量占興Ⅱ～Ⅴ油層組總儲(chǔ)量的67%。目前，蒸汽驅(qū)已在曙一區(qū)各區(qū)塊陸續(xù)實(shí)施，截至2021年6月，在杜80、杜84、杜229塊分別實(shí)施了4、4、20個(gè)汽驅(qū)井組。其中，杜80、杜84塊處于蒸汽驅(qū)初期的熱連通階段，杜229塊作為早期實(shí)施的試驗(yàn)已處于蒸汽驅(qū)后期，采出程度達(dá)到67.8%，年油汽比為0.17。預(yù)計(jì)曙一區(qū)超稠油全部實(shí)施蒸汽驅(qū)后，最終采收率將達(dá)到62.1%，可保持10 a百萬噸級(jí)年產(chǎn)油量。

4 結(jié) 論

(1)超稠油蒸汽驅(qū)存在啟動(dòng)溫度，當(dāng)油藏溫度超過啟動(dòng)溫度后，超稠油可采用蒸汽驅(qū)開發(fā)。曙一區(qū)超稠油油藏的啟動(dòng)溫度界限為80.0～100.0 ℃。

(2)當(dāng)油價(jià)為2 248 元/t時(shí)，曙一區(qū)超稠油的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為2.5×104t、油層厚度下限為14～18 m、最大采液能力約為50.0，最低注汽速度為84～106 t/d。

(3)曙一區(qū)超稠油按照1～3套驅(qū)替層系、70 m井距反九點(diǎn)井網(wǎng)優(yōu)化部署436個(gè)井組，采收率達(dá)到62.1%，規(guī)模實(shí)施后可保證曙一區(qū)10 a以上穩(wěn)定生產(chǎn)。