陸上A稠油油藏蒸汽吞吐開發效果評價及海上稠油油田熱采面臨的挑戰

陳 偉

（中海油研究總院）

陸上A稠油油藏蒸汽吞吐開發效果評價及海上稠油油田熱采面臨的挑戰

陳 偉

（中海油研究總院）

對陸上A稠油油藏采用蒸汽吞吐開采方式的現場試驗結果進行了分析，對其開發效果進行了評價，并對其采收率進行了預測，以期為即將進行的海上稠油油田熱采提供指導。指出了海上稠油油田熱采面臨的挑戰。

海上稠油油田 熱采 蒸汽吞吐

隨著SZ36－1、QHD32－6等海上稠油油田開發進入中后期，如何提高采收率成為提高開發效益的關鍵。我國陸上油田具有豐富的稠油熱采經驗，比如遼河油田[1－2]在室內二維平板模擬熱采實驗、三維熱采井網部署模擬實驗基礎上，綜合應用SAGD稠油熱采技術取得了顯著效益；勝利油田[3]也開展了蒸汽吞吐方面的研究。本文重點分析了國內陸上A稠油油藏蒸汽吞吐熱采開發效果，并對其采收率進行了預測。陸上稠油油田熱采的成功經驗可為海上稠油熱采提供借鑒，同時指出了海上稠油油田熱采面臨的挑戰。

1 A油藏蒸汽吞吐開發試驗與效果評價

1.1 試驗區域概況

陸上A稠油油藏蒸汽吞吐試驗區域基本情況為：油藏原油粘度為5000～8000 mPa·s；平均孔隙度為31.0%；平均含油飽和度為62.0%；有效厚度為11.5 m。采用蒸汽吞吐開采以來，已累積產油55.18×104t，累積注汽20.59×104m3，采出程度達到15.7%。

1.2 開發效果評價

該稠油油藏試驗區域開始采用蒸汽吞吐開采至今，共投產試驗井25口，其中20口井取得了預期效果；這20口井中，除2口井吞吐生產了6個周期、2口井第一周期尚未結束外，其余各井正在進行第三、四周期的吞吐試驗。為了準確分析蒸汽吞吐開發效果，將全試驗區20口見效井各周期的生產數據進行了統計（表1）。

該油藏蒸汽吞吐生產具有以下特征：①周期注汽量依次逐漸增加；②周期生產時間逐漸變短；③周期產油量、油汽比逐漸降低；④周期平均日產油及采注比逐漸降低；⑤周期含水率、回采水率逐漸增大，特別是第一周期的含水率就超過40%，與蒸汽吞吐的理論生產特征不一致，說明有可能存在外來水的影響。

圖1為A油藏的lg Wp～Np關系曲線。可以看出，二者之間具有較好的直線關系，說明該油藏具有水驅開發的特征，同時也證實了存在外來水的影響。

該稠油油藏試驗區累積產油55.18×104t，累積產水89.07×104m3，累積產氣473.24×104m3，累積注汽熱水當量20.59×104m3。該試驗油藏開發單元目前地層壓降為4 MPa，根據物質平衡原理[4]計算得到該開發單元外來物質（水）侵入量為110×104m3。

2 采收率預測

2.1 注采特征曲線法

稠油注蒸汽開發的實踐表明：對于蒸汽吞吐開采的油藏，在井網保持相對穩定并具有2個周期以上的生產歷程后，其累積產油量和累積注汽量之間，在半對數坐標上具有較好的線性關系，即注采特征曲線，其數學表達式為

將式（1）對時間求導得

由于Qo/Qs為油藏蒸汽吞吐階段的瞬時油汽比（OSR），則有

將式（3）代入式（1）得

油汽比是反映油田開發和工藝技術水平的綜合性經濟技術指標。我國稠油油藏蒸汽吞吐階段的經濟極限油汽比，按行業標準確定為0.25。由此利用式（4）得到原油采收率（ER）計算公式為

利用注采特征曲線法做出A油藏蒸汽吞吐的注采特征曲線，見圖2，回歸出的關系式為lg Zs＝0.78＋0.0094 Np，可計算出蒸汽吞吐階段的采收率為39.18%。

圖2 陸上A油藏蒸汽吞吐注采特征曲線

2.2 水驅曲線法

從蒸汽吞吐開發效果的分析可以看出：由于存在外來水的影響，該試驗區蒸汽吞吐開采具有類似水驅開發的特點。因此可用水驅曲線法對該油藏的采收率進行預測。

所用的水驅曲線公式如下：

應用上述公式對該油藏的生產數據進行回歸和預測，見表2。

表2 水驅曲線法預測陸上A稠油油藏采收率

因此，用水驅曲線法求出的A油藏采收率為37.14%。

3 海上稠油熱采開發面臨的挑戰

SZ36－1油田是我國渤海海域第一個大型稠油油田，采用半海半陸式開發模式，即各個井口平臺采出液回接到中心平臺處理后通過長約70 km的稠油－水混輸送管線輸送到陸上終端進行處理。之后QHD32－6、旅大、BZ25－1等海上稠油油田逐步得以開發，目前部分稠油油田已進入開發中后期，正在進行海上稠油油藏深度調剖和注聚提高采收率試驗，同時海上稠油熱采技術也逐步提上日程，其顯著的優點是可以減少注聚開采所帶來的后期污水處理、地層保護等問題。從陸上油田蒸汽吞吐試驗及遼河等熱采試驗效果可以看出，稠油油田應用熱采技術開發效益顯著，陸上油田成功經驗可為海上該類油田的開發提供一定參考，但在海上平臺實施稠油熱采面臨著如下挑戰：

（1）海上稠油油田開發逐漸進入中后期，出水量逐年增加，從陸上油田蒸汽吞吐情況來看，蒸汽吞吐過程中將多產生一定量外來水，如何確定合理注采比、盡量減少外來水量成為提高海上稠油熱采綜合效率的關鍵之一。

（2）海上注熱開采方式需結合海上稠油油藏地質條件來開展針對性技術方案研究，如熱采方式的選擇：驅替（一注一采、多注一采）和蒸汽吞吐比較；同時井網設計須綜合比較油藏邊緣注入和面積注入。

（3）如何減少海上注熱流程的熱損失是海上稠油熱采的關鍵，過高的熱采蒸汽溫度將導致蒸汽與油藏之間的溫差大、熱損失增加、能量利用效率低，如何選擇合適注采溫度需要深入研究；同時海上稠油熱采對海底注熱管線、井筒以及過熱設備的材質也提出了更高的特殊要求。

（4）海上平臺空間限制，須加快研發占地小、效率高的海上稠油熱采設備。

總之，海上稠油油藏熱采涉及地下油藏滲流特性、多孔介質傳熱特性、熱采方式、高效率的熱采設施、油田熱采安全性及經濟性等多方面，需要各個專業緊密配合才有望取得預期效果，海上油田熱采還需要不斷探索和實踐，逐步積累經驗，才能走向工業應用。

符號注釋

Zs—油藏蒸汽吞吐階段各周期的累積注汽量，104t；

Np—油藏蒸汽吞吐階段各周期的累積產油量，104t；

N—油藏地質儲量，104t；

Qo—油藏蒸汽吞吐階段的瞬時產油量，104t；

Qs—油藏蒸汽吞吐階段的瞬時注汽量，104t；

A1、B1—數理統計常數；

Wp—累產水量，104m3；

Np—累產油量，104t；

Lp—累產液量，104m3；

fw—含水率，小數；

A—直線的截距；

B—直線的斜率。

[1] 劉斌.遼河油田稠油采收率確定方法研究[J].石油勘探與開發，1996，23（1）：55－58.

[2] 李葵英，陳輝，楊東明，等.邊底水稠油油藏開發規律研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，2008，30（3）：93－96.

[3] 曾祥平.邊底水稠油油藏水侵預警分析與治理——以孤島油田中二北 Ng5為例[J].油氣地質與采收率，2008，15（1）：80－83.

[4] 姜漢橋，姚軍，姜瑞忠.油藏工程原理與方法[M].山東東營：中國石油大學出版社，2006.

An evaluation of huff and puff development effects for onshore heavy oil reservoir A and the challenges of thermal recovery to offshore heavy oil fields

Chen Wei
（CNOOC Research Institute，Beijing，100027）

For onshore heavy oil reservoir A，its field testing results of huff and puff development was analyzed，the development effects was evaluated，and the recovery factor was predicted，in anticipation of providing some directions for thermal recovery of offshore heavy oil fields.Finally，the challenges of thermal recovery to offshore heavy oil fields are pointed out.

offshore heavy oil field；thermal recovery；huff and puff

陳偉，男，高級工程師，1982年畢業于原華東石油學院，現任中海油研究總院院長。地址：北京市東城區東直門外小街6號海油大廈（郵編：100027）。

2011－04－08

（編輯：楊 濱）