渤海稠油不同吞吐方式效果对比及优选

2014-10-17袁忠超谭先红

特种油气藏 2014年3期

郑伟，袁忠超，田冀，谭先红

(中海油研究总院，北京 100027)

引言

渤海稠油资源丰富，截至2010年底，稠油储量占已发现原油总储量的85%［1］。对于地下黏度大于350 mPa·s的稠油，常规注水冷采开发，无论从单井产能，还是采收率，都无法满足海上高效高速开发要求。为取得较高的采收率［2－7］，急需更换开发方式。海上稠油热采开发受油层埋深、井型、层系、钻完井、海上平台空间、锅炉用水及经济成本等因素的制约，存在着诸多困难和挑战。

渤海A油田南区是复式鼻状构造，主要含油层段位于明化镇组下段。油藏埋深为900～1300 m，受河流相沉积的影响，储层薄、砂体规模小、横向变化大，纵向叠置性差，油水关系复杂。储层高孔高渗，平均孔隙度为35%，平均渗透率为4245×10－3μm2。原油具有高密度、高黏度、高胶质沥青质含量、低凝固点的特点，地下原油黏度为449～926 mPa·s。A油田南区于2005年9月投产，采用天然能量常规冷采开发，截至2013年9月，累计产油量为57.0×104m3，采出程度约为2.0%。在开发过程中，主要暴露出受原油黏度的影响，冷采井产能低、含水上升快，部分井投产即出现高含水甚至暴性水淹。为改善海上稠油油田的开发效果，在对油藏综合技术、热采工艺及工程等方面深入研究的基础上，A油田南区进行了多元热流体吞吐试验探索［8－10］，并总结出适合多元热流体吞吐及蒸汽吞吐开发的技术界限，针对目标油藏可快速筛选适宜的热采方式。

1 典型模型的建立

参考南区主力砂体相关物性参数，利用CMG数值模拟软件STARS热采模块建立典型模型:层状油藏，含溶解气，无气顶和底水。构造顶深为1000 m，模型岩石、流体及热物性参数见表1所示。模型地质储量为47×104m3。

模型注入参数如下:①多元热流体吞吐。注入介质为热水和烟道气体，单井周期注入水当量为4200 m3，注入速度为210 m3/d，注热20 d，闷井5 d，注入温度为240℃，日注气量为81000 m3，氮气与二氧化碳的比例为5.6∶1.0，生产340 d，吞吐10个周期;②蒸汽吞吐。注入介质为蒸汽，注入温度为340℃，井底干度为0.4，其他参数同上。

表1 模型基本参数

2 开发效果对比

以典型模型为基础，分别考虑不同油藏渗透率、垂向与水平渗透率比值(Kv/Kh值)、韵律性、油层有效厚度、原油黏度及不同控制储量条件下，多元热流体及蒸汽吞吐2种热采方式的开发效果。

2.1 渗透率

图1 不同渗透率条件下累计产油量

其他参数不变，对比不同渗透率条件下多元热流体及蒸汽吞吐热采效果 (图1)。由图1可知，随着渗透率的增加，2种热采方式累计产油量均先较快增加后变化平稳。在较小渗透率条件下，多元热流体开发效果明显差于蒸汽吞吐;当渗透率大于2000×10－3μm2时，两者差异不明显，多元热流体吞吐开发效果稍好。这是因为当渗透率较小时，流体流动性差，产能低，地层压力衰竭缓慢，能量充足，此时多元热流体吞吐的增能保压作用体现不明显，而降黏效果成为影响开发效果的首要因素。由于蒸汽的热焓值明显高于多元热流体，其井筒附近降黏效果较好，因此导致多元热流体效果差于蒸汽吞吐。当渗透率较高时，多元热流体的增能保压、扩大加热范围的作用机理能够更好地体现出来，弥补了降黏效果差这一劣势。

2.2 Kv/Kh值

图2 不同Kv/Kh值条件下累计产油量

其他参数不变，对比不同Kv/Kh值条件下2种热采方式的开发效果(图2)。由图2可知，多元热流体吞吐累计产油量随垂向渗透率的增大，先急剧减小后变化平缓，蒸汽吞吐累计产油量变化不明显;当Kv/Kh值较小时(小于0.1)，多元热流体吞吐开发效果优势明显。这是由于蒸汽在流动过程中会因为热损耗转化为热水，较小垂向渗透率阻碍了蒸汽的上升，而多元热流体中的气体受渗透率的影响相对较小，能够形成一定超覆现象，从而可以更好地动用中上部储层，表现在含油饱和度方面(图3)，多元热流体中上部储层热波及动用均匀，各层剩余油饱和度明显低于蒸汽吞吐;当Kv/Kh较大时，2种热采方式开发效果相当，蒸汽吞吐稍占优势(图4)。由图4可知，多元热流体吞吐纵向动用差异大，顶部储层剩余油饱和度低，中下部储层剩余油饱和度高，这是因为当垂向渗透率较大时，多元热流体吞吐超覆严重，不利于中下部储层的动用。而蒸汽吞吐顶部储层剩余油饱和度虽高于多元热流体吞吐，但各层动用相对均匀，整体热采效果稍优于多元热流体。

图3 不同热采方式含油饱和度分布图(Kv/Kh=0.01)

2.3 韵律性

图5 不同韵律性条件下累计产油量

其他参数不变，考察韵律性对多元热流体及蒸汽吞吐的影响(图5)。由图5可知，正韵律储层有利于多元热流体吞吐开发，而反韵律更有利于蒸汽吞吐。这是因为正韵律时，多元热流体可更好的动用中上部储层，开发效果较好;反韵律时，蒸汽亦可较好的动用中上部储层，携带更多焓值的蒸汽吞吐开发效果较好。

2.4 油层厚度

其他参数不变，考察不同油层厚度对多元热流体及蒸汽吞吐的影响(图6)。由图6可知，随着油层厚度的增加，两种热采方式的累计产油量均呈增大趋势。油层厚度为10 m时，两者累计产油量相当;油层厚度小于10 m时，蒸汽吞吐热采效果好于多元热流体吞吐;油层厚度大于10 m时，多元热流体吞吐热采效果更好。这是由于多元热流体能起到很好的扩大热波及面积的作用，随着油层厚度的增加，多元热流体吞吐表现出了一定的优势。

图6 不同油层厚度累计产油量

2.5 原油黏度

图7 不同原油黏度条件下累计产油量

其他参数不变，考察不同原油黏度对多元热流体及蒸汽吞吐的影响(图7)。由图7可知，随着原油黏度的增大，2种热采方式的累计产油量开始下降较快，之后变缓。原油黏度小于1000 mPa·s时，多元热流体吞吐开发效果稍好;而较大的原油黏度更有利于蒸汽吞吐。这是由于原油黏度较低时，多元热流体的增能保压作用能够得到很好的体现，较大的生产压差提高了产量;当原油黏度较高时，黏度成为影响开发效果的首要因素，此时降黏效果更好的蒸汽吞吐体现出一定的优势。

2.6 控制储量

其他参数不变，通过改变油藏面积的方式，对比不同控制储量下多元热流体及蒸汽吞吐的热采效果(图8)。由图8可知，2种热采方式热采效果差异小，随着控制储量的增大，累计产油量呈增大趋势;当控制储量较大时，蒸汽吞吐稍占优势，这是因为当井控面积远超过2种热采方式的波及范围时，蒸汽吞吐较好的降黏效果在一定程度上弥补了热波及面积小及地层能量衰竭快的劣势。

图8 不同控制储量条件下累计产油量

3 吞吐开发方式优选

通过对不同油藏、流体条件下多元热流体及蒸汽吞吐的热采效果对比分析，初步总结出适合多元热流体及蒸汽吞吐开发的油藏流体参数技术界限，如表2所示。

表2 不同热采开发方式优选界限

根据A油田南区油藏流体条件，结合不同热采方式优选技术界限，从技术上初步判断A油田南区适宜多元热流体吞吐开发。

南区自2010年以来，共实施多元热流体吞吐热采井15口(6口非正常生产井)，其中有4井次达到预期效果，其他热采井由于出砂、管柱问题和钻后储层变化较大等原因未达到开发预期。利用流温法及米采油指数法综合评价多元热流体吞吐热采井有效期在300 d左右，所有热采井第1周期平均产能为51 m3/d，周期平均产油量为1.5×104m3;达到设计要求的热采井第1周期平均产能为57 m3/d，周期平均累计产油量为1.8×104m3。通过对比同井注热前后及同层位相邻位置冷热采井的开发效果，可以得出，热采井周期平均产能和累计产油量均是冷采井的1.5～2.0倍，多元热流体吞吐开发效果明显好于冷采。截至2013年9月底，热采井累计产油24.4×104m3，日产油量为273 m3/d，热采井累计增油量为3.72×104m3。