小洼油田中—深層特稠油多元熱流體吞吐技術研究與應用

呂 政，李 輝，丁 楠，杜 梅，張 鵬

(1.中國石油北京油氣調控中心，北京 100007；2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

多元熱流體吞吐技術是利用空氣(或純氧)與天然氣(或柴油、輕質原油)在高壓密閉條件下充分燃燒生成高溫高壓的CO2、N2，將產生的氣體與水蒸汽同時注入地層，通過加熱降黏、氣體溶解降黏、氣體增加彈性能量及擴大波及體積等綜合作用實現油井增產[1-9]。一些油藏還采用多元熱流體+化學劑的開發方式[10]，用以改變巖石潤濕性，降低界面張力。2008年，多元熱流體增油技術在渤海灣南堡油田應用成功[11]。與海上油田相比，陸上稠油油田單井產量低、含油面積小，應用多元熱流體吞吐技術相對較少，經驗不足。

遼河油田是中國最大的稠油生產基地，油藏埋藏深，大部分油藏已進入開發中后期。為豐富陸上中—深層特稠油油藏多元熱流體吞吐開發理論基礎，實現遼河油田稠油長期穩定開發，在小洼油田開展遼河油田范圍內首例中—深層特稠油油藏多元熱流體吞吐先導試驗。并有必要結合該油田油藏實際特征開展注多元熱流體吞吐效果及注入參數優化研究，同時對已開展試驗項目進行效果評價，為后期進一步擴大試驗區范圍提供理論依據。

1 試驗區塊開發概況

小洼油田作為遼河油田重要稠油生產區塊，開發目的層為東營組二、三段以及沙河街組三段，油藏埋深為1 150～1 466 m，孔隙度為24.0%～31.8%，滲透率為0.6～2.3 D，平均原油黏度為15 090 mPa·s，平均密度為0.984 g/cm3，儲層發育較好，屬于中—深層高孔、高滲特稠油油藏。小洼油田于1991年正式開發，共有主力層系油井631口，目前開井為258口，日產油為368 t/d，采出程度為24.8%，主要開發方式為熱力采油。目前，小洼油田開發已處中后期，開發矛盾較多，主要表現在：綜合含水高達94.3%，尤其是低部位層系水淹嚴重；出砂問題嚴重，已實施的防排砂措施適應性差；地層壓力為2.3～3.1 MPa，油井普遍低壓低產；油井平均蒸汽吞吐12周期，周期油汽比僅為0.2，高輪次蒸汽吞吐導致井況變差，停產井增加；蒸汽驅開發受蒸汽超覆、指進、竄流及注汽能力、汽驅管網、監測手段、熱采井下工藝等條件限制，繼續擴大蒸汽驅實施規模難度較大。就經濟、技術條件而言，蒸汽吞吐依然是小洼油田今后相當長一段時期內最主要開發方式，依然具有一定的挖潛空間。

2 多元熱流體吞吐效果數值模擬研究

多元熱流體各組分主要作用機理包括：高溫蒸汽組分主要發揮改變巖石潤濕性，加熱油層及原油，增大油層彈性能量，降低原油黏度及流動阻力等作用；N2主要發揮抑制蒸汽超覆，降低熱損失，提高油層壓力等作用；CO2主要發揮酸化解堵，提高油層溫度，降低原油黏度等。

為驗證注多元熱流體吞吐技術在中—深層特稠油油藏作用效果，參照小洼油田油藏特征建立典型三維概念地質模型，設計網格為21×21×15，寬度為5 m，在模型中央設立1口注入井，命名為“well-1”。模型選取孔隙度為25.2%，含油飽和度為69%，滲透率為1.1 D，地層溫度為60 ℃，油層中深為1 345 m。應用CMG油藏數值模擬軟件對單獨注入蒸汽(注入速度為120 m3/d)、注入蒸汽+CO2(注入蒸汽速度為120 m3/d，注入CO2速度為30 m3/d)與注入蒸汽+N2(注入蒸汽速度為120 m3/d，N2為30 m3/d)等3種情況進行模擬(圖1、2)，注入時間為30 d。由圖1可知，與單獨注入蒸汽相比，注入蒸汽+N2可顯著擴大熱效應作用范圍，但小于蒸汽+CO2組合效果。室內實驗表明，CO2降黏效果是N2的2～4倍。由圖2可知，在提升油層壓力方面，蒸汽+N2注入方式要好于單獨注入蒸汽以及蒸汽+CO2注入方式。

總體看，注入多元熱流體與注入蒸汽相比，加熱腔可擴大4倍以上，高壓區體積可擴大3倍以上，提溫增壓效果顯著，與理論分析結果一致。

圖1 well-1模擬期末第7小層各種注入方式溫度場對比

圖2 Well-1模擬期末第7小層各種注入方式壓力場對比

3 多元熱流體吞吐井優選

地質因素對多元熱流體吞吐有著重要影響[12-14]。其中，油層有效厚度、滲透率、含油飽和度、原油黏度等參數的影響較大。因此，優選有效厚度大、孔滲條件好、含油飽和度高、原油黏度低，且無邊底水影響的油井。同時，還應盡量滿足地層壓力相對較低、井況好、地面易施工等條件。由于東二段、東三段油水關系復雜，多套油水疊合，油水界面不統一，且為邊水油藏，而沙三段為厚層塊狀純油藏，沒有邊底水存在，因此，將小洼油田洼38塊沙三段作為措施目的層，優選該層段3口井(洼38-36-538、洼38-34-新528、洼38-32-024C)開展注多元熱流體試驗，油井主要參數見表1。

表1 各井主要主要參數

4 多元熱流體注入參數優化

為保證多元熱流體開發效果，對各施工參數進行優化。在多元熱流體吞吐注入參數優化方面，中國一些專家已開展相關研究[15-19]。此次研究是在油藏數值模擬中，通過改變其中一種參數值，進而實現單參數逐一優化，并分析適用于研究區塊的多元熱流體注入參數。

4.1 注入溫度優化

溫度是保證多元熱流體吞吐效果的重要指標。圖3為注入溫度與累計產油量關系曲線。由圖3可以看出，注入多元熱流體溫度越高，原油降黏效果越好，流體流動性得到改善，累計產油量增加。因此，應在工藝條件及經濟效益允許情況下盡量保持高注入溫度，但最高溫度應控制為355 ℃。

圖3 注入溫度與累計產油量關系曲線

4.2 注入速度優化

模擬結果顯示(圖4)，多元熱流體施工過程中應保持合理的注入速度。但速度過快時，整體熱利用率降低，導致增產幅度趨于平緩甚至負增長。因此，將注入速度控制在5 t/h。

圖4 注入速度與累計產油量關系曲線

4.3 注入干度優化

注入干度對蒸汽吞吐效果有較大影響。數值模擬結果顯示(圖5)，提高蒸汽干度能有效發揮多元熱流體增產效果。根據現有工藝水平，最低應控制在0.4以上。

圖5 注入干度與累計產油量關系曲線

4.4 周期注入量優化

與海上油田相比，小洼油田稠油井含水較高。研究結果表明(圖6)，隨著周期注入量增加，周期累計產油增加；當注入量過大時，增油幅度下降。多元熱流體周期注入1 000 t可達到較好的增產效果。

4.5 注入各組分含量優化

數值模擬結果表明，氣體組分中CO2含量越大，措施整體效果越明顯。由圖7可以看出，當注入多元熱流體氣汽比控制在600 m3/t時，措施增油效果達到最大。

圖6 周期注入量與累計產油量關系曲線

圖7 氣汽比與累計產油量關系曲線

4.6 燜井時間優化

燜井過程對于多元熱流體吞吐而言至關重要。燜井時間過長或過短都會造成熱損失，降低熱能利用率。利用數值模擬并結合實際經驗，確定最佳燜井時間為3～5 d。

5 現場應用效果

結合措施參數優化結果，多元熱流體注入現場采用KBQR-21/370型高溫注入井口，采用30 MPa天然氣型多元熱流體雙發生器(拖二型)，保證注入溫度達到355 ℃，注入壓力達到17 MPa，注入速度控制在5 t/h，注入后燜井3 d。

措施前，洼38-34-新528井共吞吐6個周期，累計注汽1.5×104t，累計產油0.36×104t，累計產水7.6×104t，周期平均日產油為1.2 t/d；洼38-36-538井共吞吐17個周期，累計注汽3.8×104t，累計產油1.3×104t，累計產水9.7×104t，周期平均日產油為1.6 t/d；洼38-32-024C井共吞吐5個周期，累計注汽0.83×104t，累計產油0.23×104t，該井含水較高，自1998年以來因高含水關井。

洼38-34-新528井于2016年8月5日開始多元熱流體注入，10月3日注汽結束，累計注入空氣49.6×104m3，天然氣6.3×104m3；洼38-36-538井于2016年10月24日開始注入，11月9日完注，累計注入空氣40.7×104m3，天然氣4.55×104m3。投產后，2口井的排水期分別縮短38、11 d，增油為2.4 t/d，含水下降4.8%，開發指標明顯轉好。抽取洼38-34-新528井區套管氣取樣分析13個樣次，含氧量低于3.5%，屬于安全范圍。洼38-32-024C井于2017年11月7日開始多元熱流體注入，2018年1月11日注汽結束，累計注入空氣42.7×104m3，天然氣4.5×104m3。投產后，該井日產油為5.1 t/d，含水為62.3%，基本實現預期目標。截至2018年12月，3口井均取得了較好試驗效果，平均措施有效期達227 d，累計增油685 t，證實在中—深層特稠油油藏中應用多元熱流體吞吐技術具有較好潛力。

6 結 論

(1) 通過開展陸上中—深層特稠油油藏多元熱流體吞吐作用效果研究，認為該技術與注入蒸汽吞吐相比，提溫增壓效果更加顯著。

(2) 在有效厚度大、滲透率及含油飽和度高、原油黏度相對較低且無邊底水影響的油井中，多元熱流體吞吐增產效果明顯。

(3) 為使多元熱流體吞吐取得良好效果，應盡可能將多元熱流體注入溫度控制為355 ℃，干度控制為0.4以上，注入速度控制為5 t/h，周期注入量為1 000 t，氣汽比控制為600 m3/t，并保證燜井時間為3～5 d。

(4) 現場多元熱流體吞吐試驗取得良好效果，為中—深層特稠油油藏改善蒸汽吞吐開發效果提供借鑒。