渤海稠油多元熱流體吞吐技術(shù)研究

劉光成

(海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100027 中海石油( 中國(guó)) 有限公司天津分公司，天津300452)

渤海稠油儲(chǔ)量占渤海原油總儲(chǔ)量的70%以上，目前多采用冷采開發(fā)方式，其中地層黏度小于350mPa·s的稠油主要通過水驅(qū)和化學(xué)驅(qū)，而地層黏度大于350mPa·s的稠油主要通過天然能量和水驅(qū)[1-3]，采油速度和采收率偏低，經(jīng)濟(jì)效益和開發(fā)效果較差，因此探索該類稠油的有效開發(fā)技術(shù)，進(jìn)一步優(yōu)化海上稠油開發(fā)模式，對(duì)整個(gè)渤海油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)具有重要作用。

熱力采油作為提高稠油采收率的有效手段之一日益受到重視[4]，海上稠油開發(fā)由于受層系、鉆完井、環(huán)境、水源及操作成本等因素制約，陸地相對(duì)成熟的熱采技術(shù)對(duì)海上油田不能完全適用。針對(duì)海上稠油開發(fā)的生產(chǎn)實(shí)際，中海油天津分公司自2008年始在渤海油田進(jìn)行了16井次的多元熱流體吞吐技術(shù)的探索與試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)了海上稠油高效開發(fā)的突破[5]。下面筆者對(duì)渤海稠油物性、多元熱流體采油機(jī)理、注采參數(shù)數(shù)模優(yōu)化及熱采工藝進(jìn)行了研究，并總結(jié)了多元熱流體吞吐技術(shù)在渤海油田的礦場(chǎng)試驗(yàn)效果。

1 渤海油田稠油物性

圖1 渤海稠油黏溫特性

1.1 渤海稠油的熱特性

1)黏溫特性 稠油黏度隨溫度變化十分敏感，通常油層溫度每升高10℃，其黏度會(huì)降低一半，正是此敏感性才使熱采得以廣泛應(yīng)用。油藏黏度50～350mPa·s、350～10000mPa·s及大于10000mPa·s的渤海稠油黏溫特性(見圖1)表明，普通稠油和特稠油的溫度拐點(diǎn)基本在50～70℃之間，即在油藏溫度升溫時(shí)對(duì)稠油黏度的影響顯著，對(duì)熱力采油有利。

2)蒸餾特性 稠油受熱后重質(zhì)組分仍保持為液相，而輕質(zhì)組分可分離為氣相隨蒸汽采出。

3)熱膨脹性 油層溫度升高，油、水及巖石受熱膨脹(如溫度增加200℃時(shí)，稠油體積將增加20%)將產(chǎn)生不可忽視的驅(qū)油作用，其中稠油熱膨脹系數(shù)最大，約是水的3倍多，是巖石的10倍。

4)熱裂解性 稠油中重質(zhì)組分在溫度升高到一定值時(shí)將會(huì)裂解成焦炭和輕質(zhì)組分(輕質(zhì)油和氣體)，輕質(zhì)組分有利于改善地下稠油的流動(dòng)性。

1.2 渤海稠油的流變特性

原油具有剪切變稀的非牛頓流體特性，稠油尤為顯著，但是在達(dá)到牛頓流體轉(zhuǎn)化溫度(對(duì)于稠油來(lái)說，存在著一個(gè)臨界溫度點(diǎn)TC)時(shí)，稠油剪切變稀的非牛頓流體特性會(huì)改變。當(dāng)溫度高于TC時(shí)，稠油流變行為表現(xiàn)牛頓流體的流變特性；當(dāng)溫度低于TC時(shí)，稠油流變行為表現(xiàn)非牛頓流體的流變特性，存在著一定的屈服值τ0，即流體剛剛開始流動(dòng)時(shí)的最小剪切應(yīng)力值。屈服應(yīng)力值的大小直接反映稠油在該溫度下由形變到流動(dòng)時(shí)的一個(gè)條件，當(dāng)流體經(jīng)受的剪切應(yīng)力小于τ0時(shí)，流體只發(fā)生有限塑性形變而不能流動(dòng)，只有當(dāng)流體經(jīng)受的剪切應(yīng)力τ0時(shí)，流體才能發(fā)生連續(xù)的無(wú)限形變即流動(dòng)。在較低溫度下，屈服值隨溫度的降低而急劇增加，使稠油在地下或井筒無(wú)法流動(dòng)，不能正常生產(chǎn)。因此，從稠油的黏溫關(guān)系及屈服值與溫度的關(guān)系考慮，注熱溫度和干度高的熱流體，確保地層和井筒保持更高的溫度，對(duì)稠油開采更加重要。

2 多元熱流體吞吐采油機(jī)理

基于南堡35-2油田稠油性質(zhì)及油藏物性，通過數(shù)值模擬和室內(nèi)試驗(yàn)分析了多元熱流體吞吐采油機(jī)理，主要包括降黏、增能保壓和協(xié)同增產(chǎn)機(jī)理。

2.1 降黏

稠油黏度具有較明顯的溫度敏感性，溫度由油藏溫度升至120℃，其黏度降低了90%以上，熱降黏對(duì)改善稠油流動(dòng)性是非常有效的。二氧化碳和氮?dú)鈱?duì)稠油的降黏作用，飽和二氧化碳可使稠油黏度降低50%～80%，飽和氮?dú)饪墒钩碛宛ざ冉档?0%～25%。

2.2 增能保壓

多元熱流體中的氣體一方面可降低蒸汽的分壓，提高蒸汽的干度；另一方面可形成微小氣泡，吸附在孔隙中，增大了蒸汽主流線上的流動(dòng)阻力，迫使蒸汽波及未波及區(qū)域。與注蒸汽相比，注熱多元熱流體可明顯增大加熱腔體積。同時(shí)該氣體可在油藏上部捕集，能有效抑制蒸汽攜帶熱量向上滲透，減緩熱損失，同時(shí)上部氣體還具有明顯的增壓和向下驅(qū)替作用，利于將更多的加熱稠油驅(qū)替至生產(chǎn)井采出。

多元熱流體中含有大量低潛熱和低熱導(dǎo)率的氮?dú)?，可降低蒸汽露點(diǎn)，使蒸汽換熱速度減慢，降低蒸汽熱損失，有利于提高蒸汽熱波及效率。同時(shí)具有明顯的增壓作用，在形成氣腔時(shí)，氣腔內(nèi)平均壓力可增加0.2～2.0MPa，增壓效果明顯，且對(duì)低壓油藏(<5MPa)的增壓效果更為明顯，增加了地層彈性能量和驅(qū)油動(dòng)力。不同組分的增壓貢獻(xiàn)大小為：氮?dú)?蒸汽>二氧化碳。

2.3 協(xié)同增產(chǎn)

多元熱流體還具有改變相滲透率與潤(rùn)濕性、保持回采過程中的驅(qū)動(dòng)作用、提高井筒附近地層滲流能力、產(chǎn)生原油熱膨脹驅(qū)動(dòng)力及降低賈敏效應(yīng)等作用；多元流體(蒸汽、氮?dú)夂投趸?對(duì)稠油吞吐開采具有明顯的協(xié)同增產(chǎn)作用，由物模實(shí)驗(yàn)得出多元流體增產(chǎn)油量是蒸汽吞吐與氣體吞吐增產(chǎn)油量之和的1.6倍。這些都有利于提高稠油采收率。

3 多元熱流體注采參數(shù)數(shù)模優(yōu)化

基于南堡35-2油田實(shí)際油藏模型，利用CMG軟件Stars模塊和多元熱流體油藏?cái)?shù)值模擬方法優(yōu)化各注采參數(shù)，并分析各參數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響程度，在方案設(shè)計(jì)時(shí)可對(duì)敏感參數(shù)進(jìn)行重點(diǎn)優(yōu)化。

3.1 注熱溫度

注熱溫度直接反映多元熱流體攜帶熱量的多少，熱流體注熱過程中經(jīng)井筒進(jìn)入油層，沿程熱損失使得井底注熱溫度小于井口溫度，此處優(yōu)化的注熱溫度為井底溫度，井底溫度與采收率關(guān)系見圖2。

由圖2看出，注熱溫度越高，采收率越大，但隨著注熱溫度的不斷升高，采收率增加幅度變小，繼續(xù)升高注熱溫度對(duì)開發(fā)效果的影響不大，優(yōu)化注熱溫度為240℃。

表1 不同水平段長(zhǎng)度的累積采出程度

3.2 水平段長(zhǎng)度

考慮了水平段長(zhǎng)度150m、250m、350m的情形，隨著水平段長(zhǎng)度增加累積凈采出程度增加(見表1)。綜合考慮，選取水平段長(zhǎng)度為250m。

3.3 注熱速度

為保證熱量盡可能多的加熱油層，注熱速度應(yīng)越快越好，但實(shí)際注熱速度還應(yīng)考慮設(shè)備注熱能力、油層吸水能力和井筒工藝等因素，圖3優(yōu)化了水平井段長(zhǎng)度為250m時(shí)的注熱速度。對(duì)應(yīng)較高采出程度和較小熱損失時(shí)的注熱速度為日注熱量300t，若水平井段加長(zhǎng)，則注熱速度可相應(yīng)提高。

圖2 注熱溫度對(duì)多元熱流體吞吐效果的影響 圖3 注熱速度優(yōu)化曲線

3.4 周期注熱量

周期注熱量的大小也反映了注熱油層的多元熱流體攜帶的熱量多少。注熱油藏的熱量一部分用于直接加熱稠油，使黏度降低，改善其流動(dòng)性；另一部分加熱了底層、蓋層和隔夾層，熱量損失。如何兼顧二者找到一個(gè)平衡點(diǎn)的注熱量，是該參數(shù)優(yōu)化的主要原因。在優(yōu)化合理周期注熱量時(shí)主要觀察周期產(chǎn)油量和周期換油率，由圖4看出，水平井段長(zhǎng)250m、注熱溫度240℃，采出程度較高和油汽比較高的周期注熱量是3500t左右，綜合考慮推薦現(xiàn)場(chǎng)周期注熱量在4000～6000t。

圖4 周期注入量?jī)?yōu)化曲線 圖5 燜井時(shí)間優(yōu)化曲線

3.5 燜井時(shí)間

燜井時(shí)間長(zhǎng)短影響油層加熱范圍和熱利用率，而合理的燜井時(shí)間又與油層導(dǎo)熱能力和注熱熱流體總量有關(guān)，圖5模擬計(jì)算了不同燜井時(shí)間對(duì)應(yīng)的加熱范圍和增油量。水平井段長(zhǎng)250m、注熱溫度240℃，周期注熱量6000t，燜井時(shí)間在4～5d時(shí)，油層加熱體積最大，增油量最多；燜井時(shí)間過長(zhǎng)，向頂?shù)咨w層散失的熱量增多，增油量反而降低，因此建議最佳燜井時(shí)間不超過5d。

3.6 油井產(chǎn)液量

對(duì)于熱力采油，要“快注”，同時(shí)在不出砂情況下，還要“趁熱快采”，提高熱利用率，數(shù)模優(yōu)選結(jié)果見圖6。當(dāng)產(chǎn)液量為90m3/d時(shí)，采出程度較高，熱損失也較小，因此控制水平井產(chǎn)液量約90m3/d。

圖6 油井產(chǎn)液量?jī)?yōu)化曲線

3.7 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)與分析

試驗(yàn)所需的數(shù)值模擬模型參數(shù)見表2，結(jié)合國(guó)內(nèi)外注采參數(shù)研究現(xiàn)狀，確定優(yōu)化參數(shù)為水平段長(zhǎng)度、注熱溫度、注熱量、注熱速度、產(chǎn)液速度及燜井時(shí)間6種因素，每種因素設(shè)計(jì)3種水平，選用L18(37)型正交表，不考慮因素間交互作用。通過建立數(shù)值模擬機(jī)理模型，對(duì)設(shè)計(jì)方案進(jìn)行模擬計(jì)算，預(yù)測(cè)各方案累產(chǎn)油量結(jié)果見表3。

表2 正交試驗(yàn)數(shù)值模擬模型地質(zhì)參數(shù)表

為了增強(qiáng)對(duì)比性，筆者運(yùn)用不同手段對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

1)試驗(yàn)結(jié)果直觀分析法 對(duì)綜合指標(biāo)均值Ki及各指標(biāo)均值極差R進(jìn)行極差分析(見表3)，極差越大，表示該因素變化對(duì)試驗(yàn)結(jié)果的影響越大，各參數(shù)對(duì)累產(chǎn)油量敏感性大小依次為：水平段長(zhǎng)度>注熱量>注熱溫度>產(chǎn)液速度>注熱速度>燜井時(shí)間。

表3 注采參數(shù)優(yōu)化方案設(shè)計(jì)及極差分析結(jié)果

2)試驗(yàn)結(jié)果方差分析法 利用F分布表確定F的臨界值，通過對(duì)比各因素F值與臨界F值，判定各因素對(duì)評(píng)價(jià)指標(biāo)的影響是否顯著(見表4)：大于以0.05做為檢驗(yàn)水平的臨界值時(shí)影響非常顯著，記為“**”；大于以0.1做為檢驗(yàn)水平而小于以0.05做為檢驗(yàn)水平的臨界值時(shí)影響顯著，記為“*”；小于以0.1做為檢驗(yàn)水平的臨界值時(shí)影響不顯著，記為“空白”，進(jìn)而確定影響評(píng)價(jià)指標(biāo)的主次順序，各注熱參數(shù)對(duì)累產(chǎn)油量敏感性大小依次為：水平段長(zhǎng)度>注熱溫度>注熱量>產(chǎn)液速度>注熱速度>燜井時(shí)間，與直觀分析法所得結(jié)果基本一致。

表4 水平井注采參數(shù)多因素優(yōu)化方差分析結(jié)果表

4 礦場(chǎng)試驗(yàn)

自2008年起至2013年12月，多元熱流體吞吐技術(shù)在南堡35-2油田南區(qū)已完成礦場(chǎng)試驗(yàn)16井次，截至2014年1月31日累產(chǎn)油超過20×104m3，單井最高累產(chǎn)油達(dá)3.8×104m3，其中熱采井單井平均日產(chǎn)油44.0m3，相比冷采井單井平均日產(chǎn)油18.5m3，熱采井單井平均產(chǎn)能提高了1倍以上。隨著稠油熱采的規(guī)模推進(jìn)，發(fā)展了以LIFTBOAT多功能支持平臺(tái)為熱采作業(yè)主體的模式，實(shí)現(xiàn)了鉆井和注熱作業(yè)同步開展的目標(biāo)，且拖二型和拖三型多元熱流體注熱裝備同時(shí)作業(yè)多口井，提高了作業(yè)時(shí)效。在規(guī)?；療岵呻A段，B36m井和B33h井的礦場(chǎng)試驗(yàn)效果如下：B36m井于2011年10月29日至11月20日采用拖二型多元熱流體發(fā)生器進(jìn)行注熱作業(yè)，累計(jì)注水3450t，累計(jì)注多元熱流體5183t，環(huán)空累計(jì)注氮15.6×104m3，燜井3d；該井于2011年11月23日至12月23日自噴生產(chǎn)，自噴期間最大日產(chǎn)液90m3，最大日產(chǎn)油81m3，累計(jì)產(chǎn)液1385m3，累計(jì)產(chǎn)油1146 m3，累計(jì)產(chǎn)氣191551 m3，2012年1月3日采用電泵生產(chǎn)。2013年11月5日至12月3日該井進(jìn)行二輪注熱，12月6日至12月29日自噴生產(chǎn)，高峰日產(chǎn)油55m3，累計(jì)產(chǎn)油623m3，2014年1月6日采用電泵生產(chǎn)。截至2014年1月31日，該井日產(chǎn)液59m3，日產(chǎn)油48m3，累計(jì)產(chǎn)液13845m3，累計(jì)產(chǎn)油10002m3，累計(jì)產(chǎn)氣470059m3。B33h井于2011年11月18日至12月7日采用拖三型多元熱流體發(fā)生器進(jìn)行注熱作業(yè)，累計(jì)注水2950t，累計(jì)注多元熱流體4442t，環(huán)空累計(jì)注氮9.2×104m3，燜井3d。該井于2011年12月11日至2012年1月21日自噴生產(chǎn)，自噴期間最大日產(chǎn)液106m3，最大日產(chǎn)油97m3，累計(jì)產(chǎn)液3058m3，累計(jì)產(chǎn)油2614m3，累計(jì)產(chǎn)氣195269m3，2012年2月1日采用電泵生產(chǎn)。截至2014年1月31日，該井日產(chǎn)液44m3，日產(chǎn)油38m3，累計(jì)產(chǎn)液11736m3，累計(jì)產(chǎn)油9678m3，累計(jì)產(chǎn)氣310442m3。

5 結(jié)論

1)多元熱流體吞吐技術(shù)礦場(chǎng)試驗(yàn)16井次，已取得了明顯的增產(chǎn)效果，該技術(shù)的成功應(yīng)用對(duì)整個(gè)渤海油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)具有重要作用，對(duì)渤海稠油儲(chǔ)量的解放具有戰(zhàn)略意義。

2)多元熱流體吞吐工藝的成功實(shí)施，為渤海稠油高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)開辟了一種新模式和提供了寶貴經(jīng)驗(yàn)。

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