海上多元熱流體吞吐合理注采參數優化研究

石 飛，常 濤，吳君達，孫藏軍，吳小張

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

為了實現渤海油田稠油油藏的高效開發，自2008年開始在NB 油田開展了多元熱流體吞吐先導試驗，取得了較好的開發效果[1-3]。由于受海上開發平臺壽命及成本等特點的影響，為保證單周期的增油效果和經濟效益，海上稠油熱采單周期注入量與陸地油田相比較相對較高。隨著開發的不斷進行，吞吐輪次的逐漸增加，大量非凝析氣體隨蒸汽注入并賦存于儲層中，且受地層非均質性等條件的影響，氣竄情況日益加重，嚴重影響了熱采井的正常生產[4]。

為了抑制和治理氣竄，稠油熱采井常用的措施主要有注汽參數優化、整體吞吐和化學調堵技術[5-8]。本文從注采參數優化角度出發，通過建立海上典型井組模型，應用數值模擬技術對注入方式、氣水比、注汽強度等關鍵注采參數進行優化，得到較優結果。對比目前設計方案取值，同時結合現有多元熱流體裝備參數性能，給出了較優的注采參數推薦值，以期為后續多元熱流體吞吐方案設計提供一定的指導和借鑒。

1 模型建立

1.1 網格劃分

在實際區塊地質模型基礎上，利用CMG 熱采數值模擬軟件截取研究區域模型。模型網格劃分為22×15×7，共計2 310 個節點。模型參數設置同基礎研究模型。模型內設置4 口水平井開展方案部署及注采參數優化設計研究。

1.2 模型基礎參數

模型建立所需的基礎參數見表1。

表1 模型基礎參數表

2 關鍵參數敏感性分析

本文選取了注入介質、注入方式、氣水比、水平段長度、注汽強度、采液速度等參數進行優化，得到最優的參數取值范圍。

2.1 注入介質

利用數值模擬方法分別模擬熱水、蒸汽（干度0.1）、多元熱流體3 種注入介質條件下稠油吞吐開發效果。在原油黏度較低的情況下，注入熱水與蒸汽的采出程度相差不大，但注入多元熱流體可大幅度提高采出程度（圖1）。

圖1 不同注入介質采出程度柱狀圖

2.2 注入方式

數值模擬計算多元熱流體不同注入方式的開發效果，包括氣水同注、氣體前置、氣體后置3 種注入方式。3 種注入方式采出程度相差不大，氣體后置方式下的采出程度略高（圖2）。

圖2 不同注入方式采出程度柱狀圖

2.3 水平段長度

數值模擬計算水平段長度分別為200 m、300 m、400 m 條件下的多元熱流體吞吐效果。數值模擬結果表明：隨水平段長度增加，累產油增加，但遞增幅度縮小，油氣比略有降低。推薦的水平段長度為300 m（圖3）。

圖3 不同水平段長度采出程度柱狀圖

2.4 氣水比

不同氣水比多元熱流體吞吐數值模擬結果表明：采出程度隨著氣水比的增加呈先上升后下降的變化趨勢，當氣水比在150 時（對應溫度為200 ℃），開發效果相對較好。為了有效控制氣竄，提高開發效果，多元熱流體吞吐時注入流體的氣水比應控制在100～150（圖4）。

圖4 不同氣水比采出程度柱狀圖

2.5 注汽強度

2.5.1 第1 周期注汽強度 數值模擬計算了第1 周期注汽強度分別為5.0 t/m、7.5 t/m、10.0 t/m、15.0 t/m下的多元熱流體吞吐開發效果，結果表明：注汽強度增大，采出程度提高，但隨注汽強度增加，采出程度遞增幅度減緩，且注汽強度增加會增加氣竄發生的概率，因此推薦第1 周期注汽強度為5.0～7.5 t/m（圖5）。

圖5 第1 周期不同注汽強度采出程度柱狀圖

2.5.2 注汽強度周期增量 分別計算2、3、4 周期注汽強度增量為0、10%、20%、30%，結果表明：周期內隨注汽強度增量的提高，周期開發效果變好，采出程度提高，但是注汽強度增量達到30%后，采出程度反而有所降低，因此第2、3 周期注汽強度增量應保持在10%～20%，第3 周期后保持不變。

2.6 采液速度

數值模擬研究了水平井采液速度分別為75 t/d、100 t/d、125 t/d、150 t/d 條件下的多元熱流體吞吐開發效果。結果表明：采液速度越高，開發效果越好，但采液速度達到一定程度后，熱損失增大，供液能力下降，效果反而有所降低，因此建議現場開發過程中控制采液速度在100～125 t/d（圖6）。

圖6 不同采液速度采出程度柱狀圖

綜上所述，NB35-2 油田多元熱流體吞吐開采時，較為合理的注采參數見表2。水平段合理長度為300 m，井距應大于200 m，合理注入方式為氣體后置，合理注入溫度為240 ℃，氣水比為100～150，第1 周期注汽強度5.0～7.5 t/m，之后按10%～20%遞增，第3 周期后保持不變。

表2 參數優化結果統計

3 結果分析及最優參數推薦

對比參數優化結果和目前設計方案參數值可以發現，目前設計方案中氣水比和水平井注汽強度值明顯高于優化結果。基于現有多元熱流體發生裝置，若多元熱流體注入溫度達到200 ℃，氣水比將會達到250～300。因此目前的熱采方案設計中，單周期注入蒸汽量和非凝析氣量過高，且現場統計的周期回采氣率較低，是導致氣竄發生的主要原因之一。

基于注采參數優化結果，同時結合現有多元熱流體發生裝置性能參數，要降低氣竄發生概率且提高熱采開發效果，可以通過降低注入量來控制氣竄，建議水平井注汽強度控制在5.0 t/m 以下。具體推薦的注采方案參數值見表3。

表3 推薦多元熱流體吞吐開采方案參數對比

4 結論

為抑制和治理氣竄，本文應用數值模擬技術，通過建立典型井組進行了多元熱流體吞吐注采參數優化，得到了適用于目標油田的最優注采參數，同時對比目前方案設計取值和現有平臺設備性能參數，給出了推薦的注采參數取值。建議適當降低注汽強度和非凝析氣體的注入量，水平井單周期注汽強度控制在5.0 t/m 以下，氣水比控制在200 以下。