遼河油田超稠油蒸汽驅技術界限研究與應用

趙洪巖，葛明曦，張 鴻

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

遼河油田曙一區超稠油是遼河油田稠油的重要產能貢獻區，探明石油地質儲量為1.86×108t，占遼河油田稠油儲量的18.5%，年產油量為280×104t/a，約占遼河油田稠油年產量的45%。超稠油的黏度遠超出蒸汽驅篩選標準，需要突破幾項關鍵的技術界限，才能成功實現蒸汽驅，但相關文獻鮮有系統研究。國外成功蒸汽驅案例中原油黏度均小于1.0×104mPa·s，轉蒸汽驅前不需加熱即可實現有效驅替，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，影響舉升和汽腔的擴展。因此，運用物理模擬、數值模擬等手段，對超稠油蒸汽驅啟動溫度界限、極限產量、最小油層厚度、最大產液量、最低注汽量等技術界限進行了研究，并以此為依據指導蒸汽驅整體部署。

1 區塊概況

曙一區構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，各開發單元陸續投入蒸汽吞吐開發，目前平均吞吐15.7個周期，采出程度達到32.2%，周期油汽比由高峰期0.68降至接近經濟極限0.21。2005年開始進行提高采收率技術攻關與探索，先后開展了SAGD試驗和蒸汽驅試驗，均取得了成功[1-12]。SAGD率先由試驗進入工業化，預計采收率可達65.0%，而蒸汽驅仍停留在試驗階段，如杜229塊，主要是由于超稠油蒸汽驅的技術界限尚未確定。

2 超稠油蒸汽驅啟動溫度界限

蒸汽驅篩選標準中，原油黏度上限值為1.0×104mPa·s，而超稠油黏度超過5.0×104mPa·s，不滿足蒸汽驅要求。由于原油黏度隨溫度升高而降低，當達到一定溫度時，原油黏度可降至界限值以下，從而滿足蒸汽驅要求，該溫度稱為啟動溫度。采用黏溫曲線法、單管驅替法綜合確定超稠油蒸汽驅的啟動溫度界限。

1.1 黏溫曲線法

稠油屬于黏塑性非牛頓流體，對溫度有較強的敏感性，超過拐點溫度可實現由黏塑性流體向擬塑性流體的轉變，從而實現流動，即拐點溫度為超稠油蒸汽驅的啟動溫度。根據杜229塊和杜84塊的實測黏溫數據(圖1)，利用稠油拐點溫度測算方法[13]，得到曙一區超稠油拐點溫度計算公式：

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為原油拐點溫度，℃；μo為50 ℃地面脫氣原油黏度，mPa·s。

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

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

1.2 單管驅替法

采用Φ2.54 cm×50 cm一維填砂管模型，測定杜84塊超稠油在80.0、100.0、120.0、150.0 ℃下壓力梯度隨時間變化曲線(圖2)。由圖2可知：當溫度為80.0 ℃時，壓力梯度陡升，達到最大值時保持不變，表明流體未發生流動，無法驅替；當溫度為100.0 ℃時，壓力梯度緩慢上升，達到最大值時保持不變，表明流體發生黏彈性變形，可驅替但流動不暢；當溫度為120.0、150.0 ℃時，壓力梯度先升高后小幅降低，表明流體可以流動，實現有效驅替。因此，杜84塊蒸汽驅啟動溫度為100.0 ℃。

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

對于未進行單管驅替實驗的超稠油區塊，可以借助小尺度數值模擬技術實現模擬驅替過程，從而確定蒸汽驅啟動溫度。小尺度數值模擬的原理為：以一組已完成的單管驅替實驗為基礎，建立與該實驗尺寸完全一致的數值模型，并擬合驅替實驗的物理過程，當模擬的壓力梯度與實驗壓力梯度吻合時，小尺度數值模擬預測過程即代表實驗過程，其壓力梯度緩慢升高時所對應的溫度即為啟動溫度。在此基礎上，正交設計不同滲透率與原油黏度比值下的蒸汽驅數值模型，其與啟動溫度關系見圖3。隨比值逐漸減小，蒸汽驅啟動溫度不斷升高，回歸公式為：

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

T啟動=20.16-17.14ln(K/μo)

(2)

式中：T啟動為蒸汽驅啟動溫度，℃；K為油層滲透率，mD。

根據各區塊原油黏度和滲透率，按式(2)計算出各區塊的啟動溫度(表2)。由表2可知，各區塊的啟動溫度為80.1～100.1 ℃，略高于黏溫曲線法確定的拐點溫度。

表2 單管驅替法確定的各區塊啟動溫度Table 2 The threshold temperature of each block determined by single-tube displacement method

對比黏溫曲線法及單管驅替法可知，單管驅替實驗模擬了蒸汽在多孔介質下的驅替過程，符合滲流原理，因此，確定啟動溫度時應以單管驅替實驗法為主。此前，在杜229塊所開展的超稠油蒸汽驅先導試驗取得了成功，采出程度已達57.5%。該試驗是在蒸汽吞吐14個周期、油藏溫度升至80.0 ℃時開展的，與表2中的啟動溫度一致，驗證了單管驅替實驗法的正確性。

2 超稠油蒸汽驅操作界限

2.1 經濟極限產油量及油層厚度下限

蒸汽驅的投入較大，而超稠油的油價相對較低，需要確定經濟極限產量及厚度下限作為部署依據。

2.1.1 經濟極限產油量

按照投入產出法計算最低產油量。當投入產出平衡即經濟效益為0時，所得到的產油量即為經濟極限產油量：

(3)

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

按照曙一區現有井網及轉蒸汽驅時新增鉆井、鍋爐投資，考慮操作成本與油價的正相關性[14]，計算出當油價為2 248 元/t時，經濟極限產油量界限為2.5×104t。

2.1.2 蒸汽驅油層厚度下限

利用表2中的油藏參數，分別建立不同區塊在70 m井距反九點井網條件下的單井組數值模型，蒸汽驅采收率為55%～65%，以瞬時油汽比0.10作為結束條件，預測不同厚度下各區塊累計產油量(圖4，經濟極限產油量為2.5×104t)。由圖4可知，在油價為2 248 元/t時，曙一區油層厚度下限需要達到14～18 m。若油價發生變化，則油層厚度下限可適當放寬。

圖4 不同區塊不同厚度下蒸汽驅累計產油量與油層厚度關系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計蒸汽驅井網的重要依據。單井注采能力之比與井網注采井數比密切相關，可以根據注采比例關系來確定井網形式：注采能力相近，選擇注采井數比為1的五點井網；注入能力是采液能力的2倍，選擇注采井數比為2的反七點井網；注入能力是采液能力的3倍，選擇注采井數比為3的反九點井網。如果注采能力計算不當，將導致井網設計不合理，導致蒸汽驅失敗。

2.2.1 單井最大采液能力

蒸汽驅過程中單井最大采液能力一般可通過先導試驗或者蒸汽吞吐試采結果、數值模擬結果確定。在沒有先導試驗的區塊，可利用式(4)進行類比確定。

Qlmax=JhΔp

(4)

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

根據杜229塊蒸汽驅先導試驗結果，單位厚度下的比采液指數為0.89 m3/(MPa·d·m)，生產壓差為2 MPa。其他區塊可利用與杜229塊產出液黏度之比來確定其比采液指數，再根據區塊的油層厚度計算其最大采液量(表3)。

表3 不同區塊單井最大采液能力計算結果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%，曙一區興隆臺油層各區塊的油層埋藏深度為750～950 m，若確保井底蒸汽干度大于50%，則最低注汽速度應為110～140 t/d。

3 曙一區超稠油蒸汽驅整體優化部署

利用前文總結的技術界限，對曙一區超稠油蒸汽驅進行整體部署。依據油層厚度下限確定汽驅層段及部署范圍，依據注采能力設計井網井距。

3.1 驅替層系與井網井距優化

3.1.1 驅替層系組合

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

表4 曙一區興隆臺油層蒸汽驅層系劃分結果Table 4 The division results of steam flooding strata in Xinglongtai formation of Shu-1 block

3.1.2 井網井距優化

利用蒸汽驅優化設計新方法[15-23]，計算出各區塊蒸汽驅過程中單井注汽能力與單井最大產液能力的倍數關系為2.5～2.7倍，接近反九點井網的注采井數比3，因此，可采用反九點井網。根據蒸汽驅井距計算公式，計算出井距應為68～80 m。

(6)

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

所計算的井網井距與實際的70 m井距正方形井網較為接近，因此，可直接將現有井網改造為反九點井網，減少新鉆井工作量。對于直井井網間的加密水平井，蒸汽驅過程中可用于輔助提液或作為監測井。

3.2 部署結果

根據曙一區地質特征，對曙一區超稠油蒸汽驅按照1～3套層系、70 m井距反九點井網進行部署，在興Ⅱ～Ⅴ油層組整體部署蒸汽驅井組436個，覆蓋石油地質儲量占興Ⅱ～Ⅴ油層組總儲量的67%。目前，蒸汽驅已在曙一區各區塊陸續實施，截至2021年6月，在杜80、杜84、杜229塊分別實施了4、4、20個汽驅井組。其中，杜80、杜84塊處于蒸汽驅初期的熱連通階段，杜229塊作為早期實施的試驗已處于蒸汽驅后期，采出程度達到67.8%，年油汽比為0.17。預計曙一區超稠油全部實施蒸汽驅后，最終采收率將達到62.1%，可保持10 a百萬噸級年產油量。

4 結 論

(1)超稠油蒸汽驅存在啟動溫度，當油藏溫度超過啟動溫度后，超稠油可采用蒸汽驅開發。曙一區超稠油油藏的啟動溫度界限為80.0～100.0 ℃。

(2)當油價為2 248 元/t時，曙一區超稠油的經濟極限產油量為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)曙一區超稠油按照1～3套驅替層系、70 m井距反九點井網優化部署436個井組，采收率達到62.1%，規模實施后可保證曙一區10 a以上穩定生產。