渤海稠油不同吞吐方式效果對比及優選

鄭 偉，袁忠超，田 冀，譚先紅

(中海油研究總院，北京 100027)

引 言

渤海稠油資源豐富，截至2010年底，稠油儲量占已發現原油總儲量的85%［1］。對于地下黏度大于350 mPa·s的稠油，常規注水冷采開發，無論從單井產能，還是采收率，都無法滿足海上高效高速開發要求。為取得較高的采收率［2－7］，急需更換開發方式。海上稠油熱采開發受油層埋深、井型、層系、鉆完井、海上平臺空間、鍋爐用水及經濟成本等因素的制約，存在著諸多困難和挑戰。

渤海A油田南區是復式鼻狀構造，主要含油層段位于明化鎮組下段。油藏埋深為900～1300 m，受河流相沉積的影響，儲層薄、砂體規模小、橫向變化大，縱向疊置性差，油水關系復雜。儲層高孔高滲，平均孔隙度為35%，平均滲透率為4245×10－3μm2。原油具有高密度、高黏度、高膠質瀝青質含量、低凝固點的特點，地下原油黏度為449～926 mPa·s。A油田南區于2005年9月投產，采用天然能量常規冷采開發，截至2013年9月，累計產油量為57.0×104m3，采出程度約為2.0%。在開發過程中，主要暴露出受原油黏度的影響，冷采井產能低、含水上升快，部分井投產即出現高含水甚至暴性水淹。為改善海上稠油油田的開發效果，在對油藏綜合技術、熱采工藝及工程等方面深入研究的基礎上，A油田南區進行了多元熱流體吞吐試驗探索［8－10］，并總結出適合多元熱流體吞吐及蒸汽吞吐開發的技術界限，針對目標油藏可快速篩選適宜的熱采方式。

1 典型模型的建立

參考南區主力砂體相關物性參數，利用CMG數值模擬軟件STARS熱采模塊建立典型模型:層狀油藏，含溶解氣，無氣頂和底水。構造頂深為1000 m，模型巖石、流體及熱物性參數見表1所示。模型地質儲量為47×104m3。

模型注入參數如下:①多元熱流體吞吐。注入介質為熱水和煙道氣體，單井周期注入水當量為4200 m3，注入速度為210 m3/d，注熱20 d，悶井5 d，注入溫度為240℃，日注氣量為81000 m3，氮氣與二氧化碳的比例為5.6∶1.0，生產340 d，吞吐10個周期;②蒸汽吞吐。注入介質為蒸汽，注入溫度為340℃，井底干度為0.4，其他參數同上。

表1 模型基本參數

2 開發效果對比

以典型模型為基礎，分別考慮不同油藏滲透率、垂向與水平滲透率比值(Kv/Kh值)、韻律性、油層有效厚度、原油黏度及不同控制儲量條件下，多元熱流體及蒸汽吞吐2種熱采方式的開發效果。

2.1 滲透率

圖1 不同滲透率條件下累計產油量

其他參數不變，對比不同滲透率條件下多元熱流體及蒸汽吞吐熱采效果 (圖1)。由圖1可知，隨著滲透率的增加，2種熱采方式累計產油量均先較快增加后變化平穩。在較小滲透率條件下，多元熱流體開發效果明顯差于蒸汽吞吐;當滲透率大于2000×10－3μm2時，兩者差異不明顯，多元熱流體吞吐開發效果稍好。這是因為當滲透率較小時，流體流動性差，產能低，地層壓力衰竭緩慢，能量充足，此時多元熱流體吞吐的增能保壓作用體現不明顯，而降黏效果成為影響開發效果的首要因素。由于蒸汽的熱焓值明顯高于多元熱流體，其井筒附近降黏效果較好，因此導致多元熱流體效果差于蒸汽吞吐。當滲透率較高時，多元熱流體的增能保壓、擴大加熱范圍的作用機理能夠更好地體現出來，彌補了降黏效果差這一劣勢。

2.2 Kv/Kh值

圖2 不同Kv/Kh值條件下累計產油量

其他參數不變，對比不同Kv/Kh值條件下2種熱采方式的開發效果(圖2)。由圖2可知，多元熱流體吞吐累計產油量隨垂向滲透率的增大，先急劇減小后變化平緩，蒸汽吞吐累計產油量變化不明顯;當Kv/Kh值較小時(小于0.1)，多元熱流體吞吐開發效果優勢明顯。這是由于蒸汽在流動過程中會因為熱損耗轉化為熱水，較小垂向滲透率阻礙了蒸汽的上升，而多元熱流體中的氣體受滲透率的影響相對較小，能夠形成一定超覆現象，從而可以更好地動用中上部儲層，表現在含油飽和度方面(圖3)，多元熱流體中上部儲層熱波及動用均勻，各層剩余油飽和度明顯低于蒸汽吞吐;當Kv/Kh較大時，2種熱采方式開發效果相當，蒸汽吞吐稍占優勢(圖4)。由圖4可知，多元熱流體吞吐縱向動用差異大，頂部儲層剩余油飽和度低，中下部儲層剩余油飽和度高，這是因為當垂向滲透率較大時，多元熱流體吞吐超覆嚴重，不利于中下部儲層的動用。而蒸汽吞吐頂部儲層剩余油飽和度雖高于多元熱流體吞吐，但各層動用相對均勻，整體熱采效果稍優于多元熱流體。

圖3 不同熱采方式含油飽和度分布圖(Kv/Kh=0.01)

2.3 韻律性

圖5 不同韻律性條件下累計產油量

其他參數不變，考察韻律性對多元熱流體及蒸汽吞吐的影響(圖5)。由圖5可知，正韻律儲層有利于多元熱流體吞吐開發，而反韻律更有利于蒸汽吞吐。這是因為正韻律時，多元熱流體可更好的動用中上部儲層，開發效果較好;反韻律時，蒸汽亦可較好的動用中上部儲層，攜帶更多焓值的蒸汽吞吐開發效果較好。

2.4 油層厚度

其他參數不變，考察不同油層厚度對多元熱流體及蒸汽吞吐的影響(圖6)。由圖6可知，隨著油層厚度的增加，兩種熱采方式的累計產油量均呈增大趨勢。油層厚度為10 m時，兩者累計產油量相當;油層厚度小于10 m時，蒸汽吞吐熱采效果好于多元熱流體吞吐;油層厚度大于10 m時，多元熱流體吞吐熱采效果更好。這是由于多元熱流體能起到很好的擴大熱波及面積的作用，隨著油層厚度的增加，多元熱流體吞吐表現出了一定的優勢。

圖6 不同油層厚度累計產油量

2.5 原油黏度

圖7 不同原油黏度條件下累計產油量

其他參數不變，考察不同原油黏度對多元熱流體及蒸汽吞吐的影響(圖7)。由圖7可知，隨著原油黏度的增大，2種熱采方式的累計產油量開始下降較快，之后變緩。原油黏度小于1000 mPa·s時，多元熱流體吞吐開發效果稍好;而較大的原油黏度更有利于蒸汽吞吐。這是由于原油黏度較低時，多元熱流體的增能保壓作用能夠得到很好的體現，較大的生產壓差提高了產量;當原油黏度較高時，黏度成為影響開發效果的首要因素，此時降黏效果更好的蒸汽吞吐體現出一定的優勢。

2.6 控制儲量

其他參數不變，通過改變油藏面積的方式，對比不同控制儲量下多元熱流體及蒸汽吞吐的熱采效果(圖8)。由圖8可知，2種熱采方式熱采效果差異小，隨著控制儲量的增大，累計產油量呈增大趨勢;當控制儲量較大時，蒸汽吞吐稍占優勢，這是因為當井控面積遠超過2種熱采方式的波及范圍時，蒸汽吞吐較好的降黏效果在一定程度上彌補了熱波及面積小及地層能量衰竭快的劣勢。

圖8 不同控制儲量條件下累計產油量

3 吞吐開發方式優選

通過對不同油藏、流體條件下多元熱流體及蒸汽吞吐的熱采效果對比分析，初步總結出適合多元熱流體及蒸汽吞吐開發的油藏流體參數技術界限，如表2所示。

表2 不同熱采開發方式優選界限

根據A油田南區油藏流體條件，結合不同熱采方式優選技術界限，從技術上初步判斷A油田南區適宜多元熱流體吞吐開發。

南區自2010年以來，共實施多元熱流體吞吐熱采井15口(6口非正常生產井)，其中有4井次達到預期效果，其他熱采井由于出砂、管柱問題和鉆后儲層變化較大等原因未達到開發預期。利用流溫法及米采油指數法綜合評價多元熱流體吞吐熱采井有效期在300 d左右，所有熱采井第1周期平均產能為51 m3/d，周期平均產油量為1.5×104m3;達到設計要求的熱采井第1周期平均產能為57 m3/d，周期平均累計產油量為1.8×104m3。通過對比同井注熱前后及同層位相鄰位置冷熱采井的開發效果，可以得出，熱采井周期平均產能和累計產油量均是冷采井的1.5～2.0倍，多元熱流體吞吐開發效果明顯好于冷采。截至2013年9月底，熱采井累計產油24.4×104m3，日產油量為273 m3/d，熱采井累計增油量為3.72×104m3。

4 結論

(1)多元熱流體吞吐優勢主要體現在擴大熱波及面積、增加彈性能量2個方面;由于蒸汽的熱焓值明顯高于多元熱流體，其井筒附近降黏效果好于多元熱流體，其主要優勢體現在較好的加熱降黏作用。應根據不同的油藏流體參數及吞吐周期來優選合適的吞吐方式。

(2)首次總結出適合多元熱流體吞吐及蒸汽吞吐開發的技術界限，從技術上可快速評價篩選海上目標油田適宜的吞吐方式。

(3)A油田南區多元熱流體吞吐熱采井有效期為300 d左右，達到設計要求的熱采井第1周期平均產能為57 m3/d，周期平均累計產油量為1.8×104m3，周期平均產能和累計產油量均是冷采井的1.5～2.0倍，熱采效果較好。

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