海上深薄層稠油油田多元熱流體吞吐研究

陳建波

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

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海上深薄層稠油油田多元熱流體吞吐研究

陳建波

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

按照稠油注蒸汽開采篩選標準，很多埋藏深、儲層薄的稠油油藏難以投入注蒸汽開發。為改善開發效果，提出多元熱流體(蒸汽、熱水、N2和CO2的高溫混合物)吞吐技術，利用注入氣體溶解降黏等復合機理開采原油。通過驅替實驗研究多元熱流體吞吐有別于蒸汽吞吐的主要作用機理，采用數模方法對比研究多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐生產規律和開發指標的異同。研究表明，與常規蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐周期內平均日產油、累計產油、采油速度均提高30%，周期間平均日產油遞減率為蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地質儲量壓降幅度僅為蒸汽吞吐的80%。礦場實踐表明，南堡35-2油田南區注多元熱流體吞吐后，單井高峰日產油可達到127 t/d，平均熱采有效期達到300 d，有效期內平均日產油達到50 t/d，為冷采產能的1.6倍，預測采收率可在冷采基礎上提高8.5個百分點。該研究可為“深、薄、稠”油藏開發方案設計提供借鑒。

海上稠油；深薄層；多元熱流體；蒸汽吞吐；水平井；采收率；南堡35-2油田

0 引 言

截至2012年年底，渤海油田探明石油地質儲量中有一半是稠油，地層條件下原油黏度超過350 mPa·s的非常規稠油占探明稠油儲量的近1/3，規模化高效開發非常規稠油是渤海油田的主攻方向[1-3]。采用天然能量及水驅開發海上非常規稠油，產能和采收率難以滿足海上油田要求[4-6]。

南堡35-2油田南區埋藏垂直深度為900～1 300 m，水平井斜深為1 400～2 400 m，主力油層單層厚度為4～6 m，地層條件下原油黏度為450～950 mPa·s，具有“深、薄、稠”的特點。投產初期采用天然能量開發，水平井投產初期產能為35 t/d，預測采收率不足5.0%，難以滿足海上油田高速開發高效的要求。按照國內外稠油蒸汽吞吐開采斜深小于1 600 m、油層連續厚度大于10 m的篩選標準[7]，南堡35-2油田南區稠油難以投入蒸汽吞吐開發。為改善開發效果，在室內實驗和數模研究的基礎上，提出注多元熱流體(蒸汽、熱水、N2和CO2的高溫混合物)吞吐新技術，在吞吐早期即混注大量的N2和CO2，利用多組分的協同作用機理開采原油，彌補“深、薄、稠”油藏常規蒸汽吞吐的不足。

1 作用機理研究

1.1 溶解降黏

多元熱流體吞吐中N2和CO2在較高壓力下可溶解于原油，從而降低原油黏度，提高原油膨脹系數[8-12]。對稠油樣品進行室內實驗，發現在油藏溫度為56 ℃、飽和壓力為10.2 MPa條件下，CO2的溶解氣油比為45 m3/t，溶解的CO2使原油黏度從464 mPa·s降至 79 mPa·s，降幅約為83%。在溫度為180 ℃，飽和壓力為18.2 MPa條件下，溶解氣油比為40 m3/t，CO2可使稠油黏度從14.1 mPa·s降至7.3 mPa·s，降幅為48%左右。N2的溶解能力不如CO2，降黏能力相對較低，56 ℃時降黏幅度為12%，180 ℃時降黏幅度為6%。

1.2 降低界面張力

油藏中流體間及流體與巖石間界面張力的大小影響流體在巖石孔隙中的分布和滲流。實驗表明，油氣的界面張力比油水之間的界面張力低近70%，有利于提高驅油效率。

1.3 增大加熱體積作用

在注入相同體積熱水的情況下，多元熱流體吞吐加熱腔是蒸汽吞吐加熱腔的2倍左右。這是因為N2和CO2導熱系數低，分別為0.01～0.05、0.01～0.25 W/(m·K)，遠遠低于熱水的導熱系數0.4～0.5 W/(m·K)，且密度比蒸汽輕，注入油層后會向油層上部擴展，降低注入蒸汽在油層頂部的熱損失，同時在一定程度上降低注入蒸汽的超覆，增大波及體積。

1.4 驅替模擬實驗

采用人造石英砂(?25×150 mm)和實際地層砂2種填砂模型，進行了蒸汽吞吐(呈熱水狀態)、多元熱流體吞吐的驅替模擬實驗，結果如表1所示。由表1可知，混注蒸汽和氣體(CO2、N2或CO2+N2)的驅油效率均高于蒸汽吞吐。200 ℃時，多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐相比提高驅油效率21.6%～36.3%；140 ℃時，驅油效率提高1.8%～11.5%。氣體中CO2的含量越高，驅油效率提高幅度越大。

表1 不同流體一維驅替的采收率

2 生產規律對比研究

2.1 模型的建立

以南堡35-2油田南區稠油為基礎建立水平井單井三維均質地質模型，選用CMG軟件的STARS 熱采模塊，研究多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐生產規律。模型采用直角網格系統，網格數量為40×40×5，步長分別為10.0、10.0、1.0 m，邊界為封閉邊界。模型中油藏埋深為1 100 m，原始地層壓力為11 MPa，地層條件下原油黏度為700 mPa·s，油層厚度為5 m，水平井布置于油層中部，水平段長度為200 m。

2.2 開發規律研究

分別模擬蒸汽吞吐、多元熱流體吞吐(水蒸氣+12%N2+88%CO2)2種方案，每個方案注水量相同，而多元熱流體吞吐混注N2和CO2氣體3.0×104m3/d。考慮目前熱采設備的能力，方案設計周期注水量為3 000 m3，注入速度為150 m3/d，井底注入溫度為240 ℃。由于井底溫度遠低于地層條件下水蒸氣的飽和溫度，因此，2個方案中注入的蒸汽在井底均呈現為熱水的形式。模型定液生產，模擬吞吐3個周期的開發效果。研究結果表明，多元熱流體吞吐日產油高于蒸汽吞吐(圖1)。

圖1 不同注熱介質日產油曲線

2.3 吞吐階段開發指標對比

多元熱流體吞吐開發階段與蒸汽吞吐類似[13]，但開發規律和開發指標與蒸汽吞吐有所不同。由于N2和CO2溶解到原油中后可使原油的體積膨脹，增加原油體積的同時，增加了原油的內動能，減少了原油流動過程中的毛管阻力和流動阻力。統計蒸汽吞吐和多元熱流體吞吐的主要開發指標(表2)可知，與常規蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐能改善熱采效果：平均日產油、累計產油、采油速度均提高30%，周期間平均日產油遞減率為蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地質儲量壓降幅度僅為蒸汽吞吐的80%。因此，多元熱流體吞吐更符合海上稠油 “高速高效”開發的需求。

3 礦場先導試驗研究

3.1 多元熱流體吞吐方案整體設計

以南堡35-2油田南區稠油為靶區，開展了熱采整體開發方案研究，共設計10口熱采水平井，設計水平段長度為150～310 m，井距為200～250 m。按照“總體設計，分布實施”的思路，從2010年開始，在南堡35-2油田南區進行熱采先導試驗。

表2 注多元熱流體開發與注蒸汽開發主要開發指標對比

3.2 多元熱流體礦場注熱參數

為保障海上稠油熱采的安全進行，同時最大限度地提高熱能利用率，采用了高真空隔熱油管加隔熱襯套，以及改環空1次注N2為環空連續注N2的隔熱措施。目前所有熱采井均已完成第1周期吞吐，吞吐第1周期單井注熱水量為2 000～4 700 m3，平均為3 500 m3，注N2和CO2量為104×104～176×104m3，平均為135×104m3，井口注入溫度為220～270 ℃。目前發生器產生的氣體中，N2和CO2的體積分數分別為12%和88%，多元熱流體氣水體積比為300～500 m3/m3。

3.3 第1周期吞吐效果評價

熱采有效期是多元熱流體吞吐的重要參數，是確定熱采周期增油量的基礎。隨著生產的進行，熱量隨著生產液損失，油井比采油指數下降，當熱采的比采油指數下降為冷采的比采油指數時，判斷熱采失效。對第1周期吞吐效果進行評價，第1周期平均熱采有效期從120 d到450 d不等，平均為296.5 d，周期累計產油為1.5×104t，單井周期平均日產油為50 t/d，周期產能為冷采的1.6倍。分析發現，多元熱流體吞吐周期累計產油與熱采有效期成正比，但受地層原油黏度、距離內含油邊界距離、油層有效厚度等參數的影響。根據影響因素，可以分為3種類型：第1類為邊底水影響井，距離內含油邊界200 m以內，邊水容易突破，含水率上升快，熱損失大，有效期短(平均為146 d)；第2類為原油黏度大井，地層原油黏度越大、有效厚度越薄，有效期越短(平均為249 d)；第3類為純油區正常油井，地面脫氣原油黏度為1 400 mPa·s左右，油層有效厚度在6 m以上，平均有效期可達到360 d(表3)。

表3 先導試驗區多元熱流體吞吐第1周期生產參數

由于原始地層壓力為10 MPa，第1周期吞吐時注入的多元熱流體在井底干度低，注入的蒸汽在井底呈熱水狀態。根據物模實驗研究和數模研究，提高多元熱流體的干度，增加單位介質的攜熱量，最大限度發揮N2和CO2的增產作用是開展第2周期多元熱流體吞吐的努力方向。

3.4 第2周期吞吐優化設計

第2周期吞吐綜合考慮油層厚度、距邊水距離、地層原油黏度等因素，對熱采井的注熱參數進行了優化設計。原油黏度大的井區周期注入量從第1周期的3 600 m3增至4 500 m3，注入溫度提高至300 ℃，從而改善該井區熱采效果；而對于原油黏度較低的井區，第2周期注熱時周期注入量在第1周期吞吐的基礎上增加10%。

3.5 先導試驗區熱采效果

截至2015年10月，渤海油田共實施多元熱流體吞吐熱采10井次，其中6口井正進行第2周期吞吐，熱采井累計產油量達到37.0×104t，南區日產油從200 t/d上升為600 t/d，采油速度從0.26%上升至0.67%，數模預測目前注入條件下(井底溫度為240 ℃)，采收率可在冷采基礎上提高8.5個百分點。

4 結論與認識

(1) 實驗研究表明，多元熱流體吞吐的驅油效率高于蒸汽吞吐。200 ℃時，多元熱流體吞吐較蒸汽吞吐提高驅油效率21.6%～36.3%；140 ℃時，驅油效率提高1.8%～11.5%。氣體中CO2的含量越高，驅油效率提高幅度越大。

(2) 相同注水量情況下，與蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐平均日產油、累計產油、采油速度均提高30%，周期間產能遞減率為蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地質儲量壓降幅度為蒸汽吞吐的80%。多元熱流體吞吐更符合海上稠油 “高速高效”開發的需求。

(3) 南堡35-2油田南區實施多元熱流體吞吐后，單井高峰日產油可達到127 t/d，平均熱采有效期達到300 d，有效期內平均日產油達到50 t/d，為冷采產能的1.6倍，預測采收率可在冷采基礎上提高8.5個百分點。

(4) 在油藏溫度下，N2和CO2溶解度較高，降黏幅度較大，多元熱流體吞吐可改善深層和薄層常規稠油熱采的效果，彌補蒸汽吞吐熱損失大導致加熱量不足的問題，可為相似油田的開發方案設計提供借鑒。

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編輯 劉 巍

20150811；改回日期：20160115

中國海洋石油(中國)有限公司綜合科研項目“多元熱流體、蒸汽吞吐和SAGD熱采關鍵技術研究”(YXKY-2013-TJ-01)

陳建波(1978-)，男，工程師，2001年畢業于中國地質大學(武漢)油藏工程專業，2004年畢業于該校油氣田開發專業，獲碩士學位，現從事油氣田開發方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.023

TE357.4

A

1006-6535(2016)02-0097-04