渤海N油田普通稠油多元熱流體驅可行性研究

楊 兵,李敬松,朱國金，張賢松，宮汝祥,張 穎

(1.中海油田服務股份有限公司，天津 300450；2.中海石油研究總院)

我國海上稠油資源豐富，截至2012年底，渤海稠油儲量占到了已發現石油總儲量的85%，其中地下粘度大于350 mPa·s的普通稠油探明儲量達到5.08×108t，如果能夠得到高效開發，必將成為我國海上石油的重要產量接替。然而常規注水開發稠油開采效果較差[1-2]。以渤海N油田為例，常規冷采開發預測采收率僅為4.3%。為改善開發效果，提高采收率，2008年N油田投入多元熱流體吞吐開發，取得了顯著的效果，但隨著吞吐開采的進行，油藏壓力下降、邊水突進等問題逐漸顯現，周期產量遞減快。如何進一步改善區塊的開發效果, 提高最終采收率, 是該油田面臨的首要問題。

熱采吞吐開采過程中，由于注入流體的作用范圍有限，多輪次吞吐后井間仍然存在大量尚未動用的剩余油。根據以往研究及稠油油藏開發實踐，熱采吞吐后期需轉入驅替開發以進一步改善儲層動用狀況, 提高最終采收率。為此，本文以渤海N油田研究對象，開展了多元熱流體吞吐轉驅可行性研究。

1 多元熱流體驅油機理

多元熱流體由蒸汽、二氧化碳和氮氣組成。常規蒸汽驅開采稠油的主要增產機理有原油加熱降粘作用、熱膨脹作用、蒸汽蒸餾作用及改善油相滲透率等。由于二氧化碳和氮氣的存在，多元熱流體驅除具有上述增油機理外，還包括以下6個方面[3-6]。

(1)降粘作用：高溫高壓的蒸汽攜帶有大量潛熱，可提高油層的溫度，改變地層原油的物性，降低原油粘度，使原油流度增加，從而改善原油流動性能；多元熱流體中含有一定量的二氧化碳和氮氣，注入的二氧化碳在稠油中發生溶解作用，當二氧化碳溶于稠油中后，由于羧化作用，油分子間的引力降低，減少了流體間流動時的內摩擦力，因而稠油的粘度得到有效的降低；而氮氣能在地層中形成微氣泡，從而油、氣、水三相形成似乳狀液的流體，降低原油粘度，提高驅油效率。

(2)溶解膨脹作用：二氧化碳溶于稠油之后，會使稠油體積膨脹，大量室內和現場試驗表明，原油中充分溶解二氧化碳，可使原油體積膨脹10%～40%，其結果不僅增加了原油的內動能，而且也可大幅度降低原油流動過程中的毛管阻力和流動阻力，從而提高原油的流動能力。多元熱流體中含有大量氮氣，氮氣的壓縮系數較大(0.291)，高壓下注入的氣體在油井降壓開采過程中迅速膨脹，為油井生產提供了驅油動力。

(3)保壓作用：熱蒸汽與氮氣混注充分利用了氮氣驅油時彈性能量大的特性，可彌補由蒸汽冷凝所減小的壓力，從而保持地層壓力。

(4)重力分異作用：由于氣體的相對密度遠小于原油和水，因而在多元熱流體驅替過程中，必然會發生氣水分離，大量的氮氣超覆于油層頂部，將加熱的原油向下驅替至采油井采出。

(5)增強巖石的滲流能力：二氧化碳溶于地層水中可形成碳酸，使巖石中方解石、白云石等礦物成分被溶蝕，使得礦物顆粒間孔隙變大，增強巖石的滲流能力。

(6)利用賈敏效應，提高波及系數，降低殘余油飽和度：氮氣與蒸汽混合注入，氮氣在儲集層中產生賈敏效應，堵塞狹窄的孔隙喉道，從而調整注氣剖面，使氣體向周圍均勻波及，使原來呈束縛狀態的原油成為可動油，從而降低殘余油飽和度。

2 多元熱流體驅油藏適應性研究

與陸地稠油油田相比，海上稠油油田井距大，埋藏深，且多為水平井開發，照搬陸地稠油蒸汽驅開發模式不可行。為探索海上稠油油藏多元熱流體驅替開發適應性，以目前正在進行熱采開發的渤海N油田為原型進行研究。該油田主要含油層系為明化鎮下段，油層厚度6～10 m，孔隙度為24%～45%，滲透率范圍在(50～5000)×10-3μm2；地面原油密度為0.939～0.966 g/cm3，地面脫氣原油粘度為1654～3 893 mPa·s；油藏具有多個油水系統，邊水不甚活躍。地層壓力系數為1.0，地層溫度56℃，屬正常溫壓系統。根據N油田油藏特征，建立理論數值模擬模型，對油藏埋深、油層厚度、凈總厚度比、滲透率等參數進行了技術界限分析。

2.1 油藏埋深

油藏埋深是影響多元熱流體驅效果的重要因素，油藏埋深越大，注入流體就需要更多的時間到達油層，在此過程中就會消耗大量的熱能，熱利用率則大大降低。從油藏埋深對累積油汽比的影響曲線可以看出(圖1)：油藏埋深從900 m增加到1 300 m，相對應的累積產油量逐漸降低。當油藏深度超過1 380 m后，油汽比低于0.12，因此經濟極限油藏埋深為1 380 m。

圖1 油藏埋深與累積油汽比的關系

2.2 油層厚度

熱采開發過程中，油層有效厚度越大，注入蒸汽向頂底層的熱散失越少，熱利用率越高。從油層厚度對累積油汽比的影響曲線看出(圖2)，油層厚度越大，轉驅階段累積油汽比越高，開采效果越好。油層厚度從6 m增加到15 m，相對應的累積產油量增加，累積油汽比增大。當油藏厚度低于5.8 m時油汽比低于0.12，經濟極限油藏厚度約為6 m。

圖2 油層厚度與累積油汽比的關系

2.3 凈總厚度比

稠油油藏熱采開發過程中，除注熱過程中沿井筒的熱損失外，蒸汽進入油層后向頂底蓋層的熱損失亦不容忽視。根據熱采開發經驗，對于油層厚度大、凈總比大的油藏，注入蒸汽熱利用率高，開發效果優于油層厚度小、凈總比小的油藏。從油層凈總比對累積油汽比影響曲線看出(圖3)，隨著油層凈總比的增加，采出程度升高，從累積產油量和累積油汽比對比曲線可以看出，油層凈總比從0.5增加到1.0，相對應的累積產油量增加，累積油汽比增大，開發效果越來越好。當凈總比低于0.47后，油汽比開始低于0.12。因此，經濟極限凈總比為0.47。

圖3 油藏凈總比與累積油汽比的關系

2.4 地層傾角

地層傾角是影響多元熱流體驅開發效果的重要因素，隨著地層傾角的增大，蒸汽超覆增大，多元熱流體驅效果變差。為了研究地層傾角對水平井多元熱流體驅的影響，設計了三種不同的注汽井和生產井的相對位置關系來模擬地層傾角對汽驅效果的影響。注汽井和生產井的相對位置關系為：注汽井位于傾斜油層低端、油層是水平的、注汽井位于傾斜油層高端三種情況。

從地層傾角對累積油汽比的影響曲線可以看出(圖4)：注汽井位于傾斜油藏的較高一端時，其采出程度和累產油累積油汽比等指標均較高。通過分析可以得知：傾斜油層對多元熱流體驅不利。傾角越大，汽體超覆越嚴重，驅油效率越低，開發效果變差。當注入井比生產井低8.3°時，油汽比低于0.12，因此經濟極限角度為-8°左右。

圖4 油藏地層傾角與累積油汽比的關系

2.5 油層滲透率

滲透率是儲層滲流能力的表征，滲透率越大，流體在油層中的滲流阻力越小，有利于原油采收率的提高。由累積油汽比隨滲透率的變化曲線可以看出(圖5)：隨滲透率增大，累積油汽比逐漸增加，增加幅度逐漸平緩。當滲透率低于242×10-3μm2時油汽比低于0.12，因此經濟極限滲透率為242×10-3μm2。

圖5 油藏滲透率與累積油汽比的關系

3 多元熱流體驅工藝參數優化

為了指導多元熱流體驅現場試驗的實施，利用數值模擬技術針對多元熱流體驅工藝參數進行優化設計，具體包括：轉驅時機、注入方式、注入體積、注入強度、采液強度、采注比。利用優化結果，設計最優方案并對渤海N油田多元熱流體驅的開發效果進行了預測。

3.1 轉驅時機

轉驅時機對多元熱流體驅效果影響非常大，只有在恰當的時機進行驅替開發才能取得較高的采收率。由模擬結果可見(圖6)，在油藏平均壓力在4.5～6.0 MPa時進行轉驅生產開發效果最好；轉驅時機過晚使得多元熱流體驅階段開發效果變差，轉驅時機太早時地層壓力高，不利于發揮蒸汽的熱擴散作用。

圖6 不同轉驅時機產油量對比

3.2 注入方式

通過數值模擬分析對比了連續多元熱流體驅和間歇多元熱流體驅兩種注入方式下的多元熱流體驅替開發效果。由模擬結果可以看出(表1)，間歇驅替多元熱流體驅的開發效果優于連續驅方式。

表1 不同注入方式累積產油量對比

3.3 段塞大小

針對間歇注入方式，對段塞大小進行優化設計，通過模擬分析表明(圖7)，段塞體積0.01 PV時所對應的累積產油量最大。

圖7 不同段塞大小與累產油量對比

3.4 注入強度

針對間歇注入方式，選擇多元熱流體吞吐至油藏平均壓力低于6 MPa后轉間歇多元熱流體驅開發，由模擬結果可知(表2)，注入強度為2.43～3.24 m3/(d·m)時多元熱流體驅開發效果較好。

表2 不同注入強度多元熱流體驅累積產油量對比

3.5 停注時間

通過模擬分析可以看出(表3)，注入時間40 d+停80 d累產油量最高，但由于生產年限較長，建議注入時間30～40 d，停注時間選擇為20～30 d。

表3 間歇多元熱流體驅不同停注周期開采效果對比

3.6 采注比

通過數值模擬對比分析了不同采注比條件下多元熱流體驅開發效果。由結果可以看出(表4)，階段產油量隨采注比的增加而增加，采注比為1.3時累產油量最大，建議采注比取1.2～1.3。

表4 不同采注比多元熱流體驅累產油對比

3.7 注入溫度

通過模擬分析對比了注入溫度對多元熱流體驅開發效果的影響。由模擬結果可以看出(圖8)，注入溫度低于200℃時，累積產油量隨注入溫度的增加而逐漸增加；當注入溫度超過250 ℃后，隨溫度增加累積產油量增幅變得較為平緩。因此，提高注入溫度可有效改善多元熱流體驅開發效果，建議井底注入溫度大于250 ℃。

圖8 注入溫度對多元熱流體驅開發效果的影響

3.8 開采效果

應用上述參數優化結果，對N油田進行數值模擬計算，結果表明：轉多元熱流體驅開發采收率可達35.27%，比多元熱流體吞吐開發提高14.13%。

4 結論

(1)多元熱流體驅開采稠油，可在一定程度上解決常規蒸汽驅熱損失大、汽驅波及系數不高的問題，而且還可降低殘余油飽和度，提高巖石的滲流能力，降低稠油粘度，使稠油體積膨脹，維持或恢復地層壓力。

(2)通過研究得出適宜多元熱流體驅替開發的油藏界限：埋深不宜超過1 380 m；油層厚度需大于6 m；凈總厚度比大于0.47；油層滲透率應大于242×10-3μm2；注入井位于油藏低部位時，地層傾角應小于8°。

(3)針對海上普通稠油油藏，研究得到多元熱流體驅最佳操作參數，為現場試驗提供了指導。該研究成果對海上普通稠油油藏進一步提高采收率具有借鑒意義。

[1] 唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現場試驗[J].中國海上油氣，2011，(3):185-188.

[2] 顧啟林，孫永濤，郭娟麗，等.多元熱流體吞吐技術在海上稠油油藏開發中的應用[J].石油化工應用，2012，(9):8-10.

[3] 范耀，劉易非，茹婷，等.稠油高溫氣體輔助蒸汽驅的可行性研究[J].新疆石油地質，2010，(5):530-532.

[4] 劉東，李云鵬，張風義，等.煙道氣輔助蒸汽吞吐油藏適應性研究[J].中國海上油氣，2012，(S1):62-66.

[5] 楊兵，李敬松，祁成祥，等.海上稠油油藏多元熱流體吞吐開采技術優化研究[J].石油地質與工程，2012，26(1):54-56.

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