渤海邊水稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素分析

袁忠超，鄭偉，田冀，朱國金，譚先紅 （中海油研究總院開發研究院，北京100027）

目前海上油田將地層原油黏度大于350mPa·s的原油定義為非常規稠油，截至2015年渤海非常規稠油三級地質儲量約7.2×108m3，其中邊水油藏占到了50%左右［1］?，F階段我國海上稠油油田開發以多元熱流體吞吐試驗為主，取得了一定的效果和認識［2～5］，但對于邊水稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素分析還無相關報道。為了認識各參數對多元熱流體吞吐的影響規律，為抑制邊水推進提供理論支持，筆者考察了不同油藏滲透率、原油黏度、布井層位、水體大小、距內含油邊界距離等參數條件下的多元熱流體吞吐開發規律，得到了各因素的敏感程度及規律，并確定了最佳的熱采井距邊水距離，研究成果對今后渤海邊水稠油油田的開發具有一定的借鑒和指導意義。

1 油藏概況

渤海A油田南區屬于復式鼻狀構造，主要含油層段位于明化鎮組下段。油藏埋深為900～1300m，儲層為河流相沉積，具有高孔、高滲及非均質性較強的特征，平均孔隙度35%，平均滲透率4245mD。油水關系復雜，油藏類型以巖性－構造復合油藏為主。原油具有高密度、高黏度、高膠質瀝青質含量、低凝固點的特點，地下原油黏度449～926mPa·s。A油田南區在開發過程中主要暴露出受原油黏度的影響冷采井產能低、含水上升快的問題，預計冷采采收率不超過5%［6］。為改善開發效果，A油田南區于2008年9月開始多元熱流體吞吐試驗探索［7，8］。

多元熱流體吞吐工藝是利用航天火箭發動機的燃燒噴射機理，將柴油（原油或天然氣）及高壓空氣注入燃燒室內燃燒加熱高壓注入水，形成由熱水、蒸汽及N2、CO2等混合而成的多元熱流體一同注入地層進行吞吐采油，其增產原理主要包括熱水加熱降黏、CO2溶解降黏及N2、CO2的增能助排、擴大波及體積作用［9～12］。

2 模型建立

根據渤海A油田南區油藏特點建立了數值模擬模型，利用CMG數值模擬軟件STARS熱采模塊分析各影響因素。模型采用直角坐標系，吞吐井為水平井，巖石和流體參數根據油田實際提供的參數取值，部分熱物性參數借用相似油田實驗值，基礎參數如表1所示。

3 多元熱流體吞吐影響因素分析

3.1 滲透率

設置滲透率分別為1000、1500、2000、2500、3000、3500、4000mD，考察滲透率對邊水油藏熱流體吞吐開發效果的影響，結果見圖1。由圖1可以看出，隨著滲透率的增加，流體流動能力增強，累計產油量逐漸增加；同時，邊水突破時間也逐漸縮短，但整體開發效果呈現變好趨勢；當滲透率增加到一定程度時，滲透率對開發效果影響不大。

3.2 水體大小

在其他參數不變的前提下，考察不同水體大?。?、3、4、5、6、7、8倍）條件下多元熱流體吞吐效果，結果如圖2所示。水體大小指的是自由水的體積與烴類空間體積之比，其大小為自由水體積／（油相體積×體積系數）?？梢钥闯觯S著水體大小的增加，雖然可增加地層能量，但同時也增加了邊水突破的可能性，使得邊水突破時間縮短，含水率上升，開發效果變差。

圖1 滲透率對多元熱流體吞吐開發效果的影響

圖2 水體大小對多元熱流體吞吐開發效果的影響

3.3 距內含油邊界距離

分別設置水平井距內含油邊界距離為80、120、160、200、240、280、320m，由圖3可知，若距離邊水距離過小，隨著水平井附近的壓力不斷降低，邊水將很快突破到井底，造成水平井嚴重水淹。隨著距邊水距離的增加，邊水突破的趨勢大幅度減緩，當水平井距內含油邊界在200m以上時，邊水影響較小，開發效果較好。

3.4 布井層位

該砂體地質模型在縱向上劃分為10個網格，分別射開縱向不同位置，考察布井層位對開發效果的影響，如圖4所示，在距內含油邊界一定距離的情況下，由于N2、CO2混合氣體超覆作用的影響，可較好地動用上部儲層。因此，在油層下部部署水平井效果優于其他部位。

圖3 距邊水距離對多元熱流體吞吐開發效果的影響

圖4 布井層位對多元熱流體吞吐開發效果的影響

3.5 原油黏度

原油黏度不但決定了原油的流動性，而且通過油水流度比決定了邊水推進的速度，因此分別設定地層原油黏度為400、600、800、1000、1200、1400、1600mPa·s進行研究，結果見圖5。由圖5可知，隨著原油黏度的增加，開發效果逐漸變差。主要因為原油黏度越大，其流動性越差；黏度越高，油水流度比越大，邊水推進速度越快，邊水突破時間縮短，開發效果變差。

3.6 地層傾角

由于多元熱流體由熱水及大量的N2、CO2組成，因此地層傾角將對氣體的超覆作用、注入熱水的縱向分布及邊水的重力抑制作用產生影響。選取地層傾角為4、6、8、10、12、14、16°進行研究，結果見圖6。由圖6可知，隨著地層傾角的增加，氣體超覆作用和油水重力作用逐漸起到主導作用，累積產油量逐漸增加，邊水突破時間延緩，但傾角增大到一定程度（8°），超覆和重力作用差異不大，對開發的影響程度也逐漸變小。

圖5 原油黏度對多元熱流體吞吐開發效果的影響

圖6 地層傾角對多元熱流體吞吐開發效果的影響

4 各參數的影響程度分析

通過CMG數值模擬軟件CMOST模塊，可在敏感性分析的基礎上，給出各參數對目標函數的影響程度。由圖7可知，在該模型參數變化范圍內，通過OPAAT（單因素變化）分析，距內含油邊界距離對邊水稠油油藏多元熱流體吞吐效果影響最大（即當距離邊水距離由最近80m到最遠320m時，累計產油量由2.7×104m3增加至7.5×104m3，其影響幅度最大）。其他因素依次為滲透率、原油黏度、水體大小、地層傾角、布井層位（圖中參數順序即為影響程度排序）。

5 現場分析

渤海A油田南區是海上第一個實施熱采試驗的稠油油田，該油田自2008年9月開始進行多元熱流體吞吐先導性試驗［13，14］，截止到2015年4月，已有17口井吞吐1輪，6口井吞吐2輪。筆者從構造部位、滲透率、有效厚度等方面統計分析了南區6口熱采典型井開發效果，結果見表2。對比發現：當水平井距離內含油邊界200m以上時，熱采效果受邊水影響較小，吞吐有效期為300～500d，第1年平均累計產油量約1.8×104m3，含水率均在21%以下。以A2井為例，如圖8所示，其水平井雙靶點均遠離內含油邊界，第1年平均日產油量約70m3，目前仍維持在40m3／d以上，含水上升率慢，目前含水率僅14.6%，開發效果較好；當水平井距內含油邊界小于200m時，熱采效果受邊水影響很大，第1年累計產油量約為1.0×104m3，含水率均在75%以上。以A5井為例，如圖9所示，其第2靶點距內含油邊界僅50m，平均日產油量由前6個月的51m3左右下降至23m3左右，含水率77%左右，日產油量遞減迅速，含水上升率快，開發效果相對較差。

圖7 各因素對多元熱流體吞吐開發效果影響程度圖

表2 南區熱采典型井開發效果統計表

圖8 A2熱采井生產數據

圖9 A5熱采井生產數據

6 結論與認識

1）首次總結出渤海邊水稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素及其影響規律，并確定了最佳的熱采井距邊水距離，可為邊水稠油油藏的開發提供一定的理論指導，也可為后期歷史擬合提供一定的借鑒。

2）研究結果表明，距內含油邊界距離對邊水稠油油藏多元熱流體吞吐開發效果影響最大，其他因素依次為滲透率、原油黏度、水體大小、地層傾角、布井層位。

3）當距內含油邊界在200m及以上時，開發效果較好，同渤海A油田南區實際生產認識較為符合：當水平井距離內含油邊界200m以上時，熱采效果受邊水影響較小，第1年平均累計產油量約1.8×104m3，含水率均在21%以下；當水平井距內含油邊界小于200m時，熱采效果受邊水影響很大，第1年累計產油量約為1.0×104m3，含水率均在75%以上，開發效果較差。

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