海上稠油油藏多元熱流體吞吐后轉火驅開發研究

王泰超，朱國金，王 凱，譚先紅，鄭 偉

(1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028)

0 引 言

NB35-2油田位于渤海中部海域，主要含油層位為明化鎮組下段，其南區是典型的中深層普I-2類稠油油藏，地層原油黏度為700～1 500 mPa·s[1-2]。目前該區塊部分井表現為井底流壓較低、單井日產油量急劇下降，并且出現了氣竄的現象，需要積極探索后續接替技術。火燒油層技術廣泛適用于注蒸汽后的油藏提高采收率[3-7]，鑒于海上稠油熱采平臺空間有限等特殊條件以及少井、高產的開發目標，無法照搬陸地油田開發方式轉換的經驗，針對海上平臺條件優選合理的井網井型、優化合理的注采參數，對吞吐效果較差的生產井以及多輪次的吞吐井進行轉驅方案研究。結果表明，火驅技術較多元熱流體開發可大幅度提高了原油產量，空氣油比較低，在海上油田實施具有較大潛力。研究結果可為海上稠油熱采方式轉換提供了一定借鑒以及指導意義。

1 海上多元熱流體吞吐開發現狀

根據吞吐周期的不同，將生產井分為低周期、高周期吞吐井。以首周期年均累計產油量、各周期年均累計產油量為準將低周期吞吐的井分為Ⅰ類井(周期年均累計產油大于0.9×104m3/a)、Ⅱ類井(周期年均累計產油量小于0.9×104m3/a)[8-9]。制約Ⅱ類井開發效果的因素主要為邊部儲量豐度低(B27h1井)及邊水突進(B43h井)。高周期吞吐井總體表現為當前日產油量低，回采水率、回采氣率較高，地層壓力降低明顯，同時受油層組反韻律構造的影響，部分井注入氣體超覆導致縱向上動用不均、井間氣竄嚴重。各周期吞吐井生產特征參數統計及開發效果分類如表1所示。

表1 各周期吞吐熱采井生產參數統計

2 轉驅開發油藏工程設計

采用油藏數值模擬方法，在區塊整體模型中截取低效井模型進行轉驅開發研究，數值模擬軟件采用CMG(版本2017.10)的STARS模塊，以多元熱流體吞吐后的溫度場、含油飽和度分布場等作為火驅開發的初始屬性場，并結合物理模擬實驗建立火驅動力學模型。研究對象主要為經過多周期吞吐后的生產井(以B29h2井為例)以及氣竄嚴重的生產井(以B27h1井為例)，由于受邊水影響的井(B43h井)正在采取其他工藝試驗，在此不作研究。同時對井網類型、驅替模式以及注氣參數等火驅關鍵參數進行優化設計。

2.1 數值模擬模型的建立

對吞吐后的油樣進行加速量熱實驗、熱重分析實驗以及一維燃燒管實驗，同時建立一維燃燒管數值模擬模型，對實驗結果進行擬合后并結合原油組分分析結果，確定了包括水、輕質油、重質油、溶解氣、二氧化碳、氮氣、氧氣及焦炭等3相8組分的火驅數值模型。數值模擬過程中組分間的轉化關系由以下4個過程控制：①重質油—輕質油+焦炭；②重質油+氧氣—水+二氧化碳；③輕質油+氧氣—水+二氧化碳；④焦炭+氧氣—水+二氧化碳。

2.2 井網井型優選

國內外成功實施火燒油層技術的油田通常采用高密度的直井面積井網或直井線性井網，單井日產油量較低(國外Suplacu、Balol以及國內遼河油田火驅項目平均單井日產油量均不超過10 m3/d)[10-12]，與海上油田高效、高速的開發理念相悖，同時，由于海上鉆井支出成本巨大、井槽有限，無法完全照搬陸上油田大幅度調整、井網加密的經驗，因此，如何利用現有井網條件，完成開發方式轉換及注采井網調整，使之更切合海上油田“少井高產”開發的實際尤為重要。

2.2.1 利用原始井網部署火驅注采井對

在區塊西南低部位，受北向南斷層遮擋形成獨立斷塊，控制石油地質儲量為15.2×104m3。斷塊內有2口吞吐井：B27h1及B02s井(圖1)。其中，B27h1井尚處于第1輪吞吐，距離其跟端180 m的定向井B02s井已于2013年由于出砂原因關停，截至關停前累計產油量不足0.1×104m3。

鑒于B27h1井控制儲量較低，側鉆新井不具備經濟性。B02s井由于出砂嚴重、作業難度大已不適合作為采油井，同時B27h1井吞吐采油正常生產多年，因此，考慮將B02s、B27h1井分別作為火驅開發注、采井，形成“直-平組合”火驅井網。一方面水平生產井可以提高火驅泄油面積，垂直注氣井可以提高水平井跟端處原油動用程度；另一方面火驅可以作為煙道氣驅的一種，提高了多元熱流體未波及區原油的動用程度。

圖1 油藏數值模擬模型

2.2.2 多周期吞吐后井網井型優選

常見的火驅井網類型包括面積火驅及線性火驅。B29h2井位于區塊東南低部位處，單井控制石油地質儲量為32.1×104m3，目前處于第3周期吞吐，累計產油量為4.0×104m3，采出程度僅為12.5%。鑒于B29h2井井控儲量范圍內油藏傾角較小(約為2.2 °)，這2種井網類型均適用。對面積法中的五點法井網以及水平井線性井網火驅進行開發效果對比(表2)可知，采用水平井線性井網，火線見效時間提前，采出程度最高，同時擁有較低的空氣油比，因此，對于多周期吞吐后的生產井，推薦新增2口水平井，進行轉驅開發。

表2 不同火驅井網類型轉驅開發數值模擬結果對比

2.3 驅替模式的選擇

B29h2井控制面積超過0.1 km2，考慮到海上油田不具備加密井網的條件，注采井距可能會超過陸地成功實施火驅的項目。根據優選的井網類型，對大井距開發進行可行性分析，優選最適合多元熱流體吞吐后轉火驅的火線推進模式。

2.3.1 大井距開發可行性

目前，陸地上成功實施線性火驅的油田一般為低密度井網(井距為70～141 m)，單井產能較低[13-16]，與海上稠油高效開發的理念不符。采用水平井井網、140 m井距提高了單井產能(高峰日產油量超過100 m3/d)，但為了獲得更高的單井累產油量，提高火線波及范圍，提高火驅壽命期，需繼續提高火驅注采井距。對注采間距為120～220 m火驅開發效果進行對比(圖2)，由圖2可知，隨著注采井距的增大，火線見效時間延后，峰值產油量增幅并不明顯，同時累產油量增大，當井距達到220 m時，累產油增加不明顯，火線見效時間滯后，成本回收期延長，因此，推薦線性井網注采井距為200 m。

圖2 不同注采井間距火驅開發效果對比

2.3.2 燃燒模式選擇

線性火驅火線燃燒模式一般有3種：①“移風接火”式：當燃燒前緣推進至生產井或生產井氧氣突破后關閉原注氣井，原生產井變為新注氣井；②“一注兩采”式：同一注氣井對應多排生產井開發；③“雙向驅替”式：1口采油井對應2口注氣井，火線延2個方向推進[17-20]。

對B29h2井上述3種燃燒模式進行數值模擬(表3)，由表3可知，采用“一注兩采”式驅替，累計產油量較高且空氣油比較低，同時穩定泄油期較長。主要原因為：①第2排生產井在形成煙道氣驅之前可以利用熱流體的余熱實施吞吐引效，加快火線見效速度，充分動用水平井附近剩余油；②盡管雙向驅替高峰產油量較高，但火驅有效期較短，氣油比達到5 000 m3/m3(冷凝水抵達生產井，失去火驅開發價值)[21]的時間較快，油藏存在一定傾角，油藏不同構造部位燃燒和產出速度不均衡。因此，B29h2井考慮“一注兩采”的火驅燃燒模式。

表3 不同燃燒模式火驅數值模擬結果對比

2.4 注氣參數優化

2.4.1 注氣速率設計

(1) 直井注氣速率設計。根據國外已開發油田的礦場實踐經驗，允許的最大注氣速率為[22]：

q=0.1LhVR

(1)

式中：q為允許的最大注氣速率，104m3/d；L為注采井間距，m；h為油層厚度，m；VR為燃燒單位體積油砂需要的空氣量，m3/m3。

實驗測得含油砂巖耗氧量為330 m3/m3，油層平均厚度為5 m，注采井間距為180 m，則單井最高注氣速率為2.97×104m3/d，因此，對直井注氣速率分別為1.00×104～3.00×104m3/d進行優化設計，并對不同注氣速率下的火驅開發指標進行對比分析(表4)。

由表4可知，隨著注氣速率增大，采出程度先增大后減小，累計空氣油比逐漸增大。推薦單井注氣速率為1.50×104～2.00×104m3/d。

表4 直井不同注氣速率下開發指標

(2) 水平井注氣速率設計。水平井可在沿水平井水段方向大幅度提高注氣強度，提高油層的吸氣能力，但考慮平臺注氣設備的現有條件，最高注氣速率為0.40×104m3/h，在低于油層破裂壓力范圍內，可適當增大注氣速率。綜合考慮注氣設備的限制以及多元熱流體吞吐井現場的消耗空氣量，推薦水平井單井注氣速率為4.80×104m3/d。

2.4.2 注氣井射孔層位優化

為發揮蒸汽的超覆效果，提高煙道氣波及范圍的產油量，將實施多元熱流體吞吐生產井設置在油層頂部。世界范圍內已成功實施火驅的薄互層或薄層油藏如杜66塊、紅淺1井區及印度Balol油田等，為了抑制空氣的超覆現象，提高縱向動用程度，注氣井通常避射油層中上部[23-24]；此外，由于目標區塊的反韻律構造，油層中下部動用程度較差，因此，推薦垂直注氣井底部射開，水平注氣井設在油層底部，可以延長火線推進距離，降低火線到達水平生產井的時間，延緩空氣及煙道氣超覆現象。

3 NB35-2油田南區吞吐后轉驅開發方案

以NB35-2油田南區地質模型和動態歷史擬合結果為基礎，結合得到的最優井網類型、驅替模式和注采參數，針對第1周期吞吐效果較差的井(B27h1井)以及處在第3周期吞吐的井(B29h2、B44h井)共3口井進行整體火驅方案設計，重啟原廢棄生產井1口(B02s井)，新增水平井4口(注氣井2口、采油井2口)，形成直-平組合井網1組，水平井線性井網2組。垂直井注氣速率為1.5×104～2.0×104m3/d，注氣井底部射開；水平井火驅井網采用“一注兩采”火線燃燒模式，單井最大注氣速率為4.8×104m3/d，注采井間距為200 m，新增水平井位于油層底部。數值模擬預測轉驅開發生產指標如圖3所示，轉驅開發8 a，累計產油為22.3×104m3，較繼續進行吞吐開發(共2輪)累計增油為13.1×104m3，累計空氣油比為2 618 m3/m3。邊部油井增油為3.3×104m3，2口多周期吞吐井轉驅后平均采出程度可達36.8%，平均單井累產油量達到12.4×104m3。

圖3 轉驅開發與繼續多元熱流體吞吐開發年產油量與累計產油量對比曲線

經濟評價結果(表5)表明，盡管側鉆新井及引進新技術等增加了火驅投資，但火驅操作成本的降低及單井累產量的大幅增加使轉驅具有良好的經濟性，并有較短的投資回收期，各方案內部收益率為14.7%～26.2%，均保持在中海油最低內部收益率要求之上，保證了火驅開發的經濟性。

表5 轉驅開發與保持多元熱流體吞吐開發經濟性評價

4 結 論

(1) 多周期吞吐導致井底供液能力下降、油藏的反韻律構造、邊部儲量豐度低及邊水的突進是部分多元熱流體吞吐井低產、低效的原因，有必要研究后續接替技術；海上稠油熱采平臺空間、井槽有限，鉆井、操作費用較高，需要探索具有海上特色的火驅方式。

(2) 根據海上稠油熱采“少井、高產”的原則，充分利用現有井網條件，對處在邊部的吞吐井建立“直-平組合”的火驅注采模式，處在多周期吞吐的井采用線性井網開發效果最佳；“一注兩采”的火線驅替模式更適合海上油田吞吐后轉火驅，同時，適當增大轉驅注采井距，仍然可以形成有效驅替；將注氣位置設置在油層底部，可以遏制超覆現象，同時提高縱向動用程度，延長火線驅替距離。

(3) 分別對3口處于不同開發周期的井進行整體開發指標預測，火驅較多元熱流體吞吐開發大幅度提高了原油產量，邊部油井累計增油3.3×104m3，處于第3周期吞吐的井“吞吐+火驅”累計產油量達到12.4×104m3，最終采出程度達到36.8%，轉驅開發具有可行性。