海上多元热流体吞吐与蒸汽吞吐开采效果对比

刘 东，胡廷惠，潘广明，吴金涛，张俊廷

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤海湾南堡35－2油田南区地层原油黏度为450～950 mPa·s，是渤海迄今为止开发的原油黏度最大的海上稠油油田。该稠油油田常规开发暴露出单井产能低、采油速度小、预测采收率低的问题[1－4]，需探索海上稠油高效开发新模式。目前国内外稠油热采区块以蒸汽吞吐方式为主，主要的携热介质通常为蒸汽[5]，携带热量高。为提高单井控制储量，海上油田开发通常采用大井距开发，这就要求注入的热量应该具有较好的热扩散作用，能够有足够大的波及体积。单纯通过提高周期注汽量和注入温度来提高蒸汽吞吐的效果受经济油汽比的限制，目前较可行的办法是在相同的注汽量下，通过混注添加剂来改变油层中流体的分布，提高油层受热范围[6－8]。注N2辅助蒸汽吞吐常用于稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果[9]，而近年来兴起的多元热流体技术则是同时混注热水、N2和 CO2的高温混合流体[10－11]，其通过燃油燃烧产生的多元热流体含有水、水蒸气、N2、CO2等 ，一部分为携热介质(水和水蒸气 )，一部分为非凝析气体，两部分联合作用可增强热作用效果。

1 多元热流体吞吐主要机理

1.1 溶解降黏作用

注汽过程中同时注入烟道气(约含88%的N2和12%的CO2，其余为杂质)，混合气体在较高压力下可溶解于原油，提高原油膨胀系数，降低原油黏度。通过对南堡35－2油田稠油样品的室内实验研究发现，在180℃高温条件下，N2可使稠油黏度降低约6%，CO2可使稠油黏度降低约50%。结果表明，烟道气的溶解降黏能力取决于N2和CO2的比例，烟道气中CO2的比例越高，溶解烟道气的原油黏度越低。

1.2 降低界面张力

油藏中流体间及流体与岩石间的界面张力大小直接影响流体在岩石孔隙中的分布、毛管力的大小以及流体的渗流。研究表明，N2、CO2与原油之间油气界面张力比水与原油之间油水界面张力降低近70%，这有利于提高驱油效率。

2 数值模拟研究

2.1 水平井单井模型的建立

渤海南堡35－2油田位于渤海中部海域，主力油层段位于明化镇组下段与馆陶组顶部，为多油组、多油水系统的复杂油藏。油藏埋深约900～1400 m，储层物性好，平均孔隙度为34.2%，渗透率为5000×10－3μm2，孔隙连通性较好，具有高孔、高渗的特征。原油性质具有分区性，北区原油性质好于南区，南区为非常规重质稠油，地层原油黏度为450～950 mPa·s。以南堡35－2油田南区稠油为基础建立三维均质模型，地层参数如表1所示。

表1 岩石流体及热物性参数

选用CMG软件的STARS热采模块。模型采用直角坐标系，网格系统划分为20×40×20，共16000个网格，网格步长为0.5 m×5.0 m×0.5 m，边界为封闭边界。模型中油层厚度为10 m，水平井布置于油层中部，水平段长度为200 m，模拟井筒周围5 m的区域。

2.2 数模方案设计

根据海上油田地质油藏参数，设计方案1(相同热焓)和方案2(相同注水量)，模拟蒸汽吞吐和多元热流体开发，研究水平井加热半径及开发效果，注入参数见表2。

表2 2种方案热采注入参数

2.3 加热半径模拟结果

方案1中第1周期注热结束后的温度场对比如图1所示，开发效果见表3。由图1可知，方案1中，多元热流体的加热温度和加热半径大于蒸汽的加热温度和加热半径。主要原因是N2和CO2的导热系数均低于热水的导热系数，通过混注非凝析气可降低注热和生产过程中热量流向顶底非油层的损失，增加油层的热量，从而提高温度，扩大油层的加热半径。数模结果表明，相同注入热量下，吞吐5周期后多元热流体的热损失率为21.7%，蒸汽吞吐的热损失率为28.0%(表3)。

图1 方案1温度场对比

表3 数模计算结果对比(吞吐5周期)

注入热焓相同时，多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的最终采出程度分别为45.4%和44.5%，N2和CO2的综合作用，让多元热流体吞吐效果好于蒸汽吞吐;在注入量相同的条件下，多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的最终采出程度分别为51.6%和59.6%。

方案2中，尽管蒸汽吞吐的热损失高于多元热流体吞吐，但是由于蒸汽的携热量是多元热流体的2.73倍，因此，蒸汽吞吐的效果好于多元热流体。为提高多元热流体吞吐采收率，必须提高注入流体的干度，增加单位热介质的携热量。

3 多元热流体吞吐现场应用

对南堡35－2油田南区开展多元热流体整体开发方案研究，共设计10口热采水平井，井距为200～250 m。2007年，利用老井开展低温(120℃)试验，验证海上小型化热采设备。截至2014年年底，10口热采井完成第1周期的多元热流体吞吐，6口井开展第2周期吞吐。第1周期单井注热水量为3000～4700 m3，平均为3368 m3;注入N2和CO2为25×104～135×104m3，平均为88.8×104m3;注入温度为240～280℃(地面)。第1周期单井平均日产油为50 m3/d，产能提高1.6倍，平均热采有效期为360.0 d，累计产油1.9×104m3，平均单井增油量为0.70×104m3。热采后，南区日产油从200 m3/d上升到600 m3/d，是常规开采方式的3倍，纯油区井控储量预测冷采采收率为14.5%，数模预测多元热流体吞吐的采收率可在冷采采收率的基础上提高8.5个百分点。

4 结论

(1)多元热流体吞吐的实质，是利用烟道气中N2和CO2与蒸汽的协同效应，除加热降黏作用外，还可通过气体溶解降黏、降低表面张力、气体扩大加热体积、气体增压等机理来开采原油。

(2)室内实验研究发现，在180℃高温条件下，N2可使稠油黏度降低约6%，CO2可使稠油黏度降低约50%。烟道气的溶解降黏能力主要取决于N2和CO2在烟道气中所占的比例，CO2比例越大，降黏效果越好。

(3)数值模拟研究表明，在注入热焓相同的条件下，多元热流体吞吐的采收率高于蒸汽吞吐;在注入热水量相同的条件下，无干度的多元热流体采收率低于蒸汽吞吐。

(4)多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大，但是需要提高多元热流体的干度，才能最大限度发挥N2、CO2的增产作用。提高干度，增加单位介质的携热量，将是多元热流体技术的下一步努力方向。

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