海上稠油油田火烧油层数值模拟

2016-12-22刘新光谭先红李卓林

特种油气藏 2016年6期

关键词：采出程度火烧稠油

刘新光，王磊，田冀，谭先红，李卓林

(中海油研究总院，北京 102200)

海上稠油油田火烧油层数值模拟

刘新光，王磊，田冀，谭先红，李卓林*

(中海油研究总院，北京 102200)

渤海BHN35油田采用多元热流体吞吐开发，目前已进入第2轮吞吐阶段，表现出井底流压低、气窜等现象，需要积极研究后续接替技术。采用数值模拟技术研究了该油田火烧油层的可行性，建立了考虑重质油、中质油、焦炭和溶解气4组分的化学反应方程式，拟合了室内一维燃烧管实验结果，确定了化学反应方程配平系数、指前因子、活化能、反应热等关键参数；应用矿场模型预测了该油田火烧油层方案的生产效果，推荐采用水平井井网、顶部和中部2条火线同时燃烧的方式开发，并指明了下一步攻关方向。该研究对海上油田火烧油层技术实施具有积极的推动作用。

海上稠油油田；火烧油层；数值模拟；燃烧管实验；水平井；BHN35油田

0 引言

BHN35油田位于渤海中部海域石臼坨凸起西部，其南区自2008年起开始实施多元热流体吞吐试验[1-4]，是世界首个实施稠油热采的海上油田。南区储量主要分布于明下段储层，平均有效厚度为6.8 m，平均孔隙度为35.0%，平均渗透率为4 245×10-3μm2。地面原油密度(20 ℃)为0.964～0.978 g/cm3，地层原油黏度为700～1 500 mPa·s，属于Ⅰ-2类普通稠油。目前该油田已进入到第2轮吞吐阶段，75%的热采井井底流压已降至2.5 MPa以下，部分单井控制储量采出程度已达20%以上，亟需研究多元热流体吞吐的接替技术。由于第2轮注热过程中所有井都发生了气窜，无法实施多元热流体驱。考虑到平台已安装用于多元热流体吞吐的空气压缩机，通过数值模拟技术预测了海上稠油油田火烧油层方案指标，分析了火烧油层技术在海上实施需要进一步突破的技术瓶颈[5]。

1 火烧油层一维燃烧管实验拟合

火烧油层数值模拟的基础是合理的化学反应方程式选取及配平系数、活化能、指前因子、反应热等参数的确定，需使用该油田油样进行室内燃烧管实验，建立燃烧管机理模型模拟实验过程[6-7]，通过调整参数保证数值模拟过程与物理模拟过程相吻合，由此确定以上关键参数。该研究使用CMG油藏数值模拟软件STARS模块拟合BHN35油样一维燃烧管实验结果。

1.1 燃烧管实验数值模型建立

建立一维径向模型，模拟燃烧管内径为7.5 cm，长度为72 cm，燃烧管壁厚为0.2 cm，隔热层厚度为1 cm，外部空间半径为2 m，网格数为4×1×18。模型中设置了Dead Oil(重质油)、Mid Oil(中质油)、Coke(焦炭)、Soln Gas(溶解气)4个组分[8-9]。火烧油层过程中，受到温度和压力的影响，轻质组分首先被驱替到生产井方向，因此，溶解气几乎不参与氧化；重质组分达到一定温度时会发生裂解反应，生成中质油和焦炭；重质油、中质油和焦炭均可以与氧气结合发生氧化反应，生成水和二氧化碳，并放出热量。因此，模型需要的化学反应方程共有4组，分别为：

裂解反应：

Dead Oil→Mid Oil+Coke

重质油氧化：

Dead Oil+O2→H2O+CO2

中质油氧化：

Mid Oil+O2→H2O+CO2

焦炭氧化：

Coke+O2→H2O+CO2

1.2 实验结果拟合

参照一维燃烧管实验结果，反复调整化学反应动力学方程中的配平系数、反应活化能、指前因子、放热量等参数，成功拟合实验的产油量、产气组成、测温点温度等参数，确定的化学反应方程配平系数、指前因子、活化能及反应热如表1所示。

2 海上火烧油层油藏方案优化及指标预测

2.1 井型优化

将表1中拟合得到的化学反应方程系数、指前因子、活化能、反应热代入BHN35油田模型中，建立油田尺度的火烧油层数值模拟模型。模型网格数为147×87×7，模型总石油储量为218×104m3。首先使用2个井组的数值模拟模型(实际动用石油储量为45.6×104m3)对比了直井、直井+水平井组合和水平井井网(图1)生产10 a的开发效果(表2)。计算结果表明，水平井井网单井高峰产能最大，阶段累计产油量最大，火线推进速度最快，阶段末采出程度最高，空气油比最低，推荐采用水平井井网开发。

表1 热化学反应参数拟合结果

图1 火烧油层井型井网优化

方案采油井数/口注气井数/口单井控制储量/104m3单井高峰日产油/(m3·d-1)阶段累计产油量/104m3阶段采出程度/%平均火线推进速度/(cm·d-1)空气油比/(m3·m-3)直井625.726.513.028.44.101637直井与水平井组合427.692.214.732.25.101440水平井427.699.618.139.67.801225

2.2 井网选择及指标预测

常见的火驱井网包括线性火驱和面积火驱2种方式。BHN35油田地层倾角较小，仅为3 °，线性火驱和面积火驱均可作为可选的井网形式。在全油藏模型上对比了面积火驱和线性火驱的开发效果(表3)。由表3可知，采用线性火驱的采出程度更高，火驱阶段采出程度可达53.2%。

表3 面积火驱与线性火驱结果对比

根据模拟结果，若完全采用线性火驱，火线从油藏顶部至边部需要25 a，超出目前平台的寿命期，也不符合海上油田高速高效的开发理念。考虑到该油田属于低幅构造，因此，在油藏的顶部和中部各采用1个井排同时进行线性火驱，加快开发步伐。设置井排间距为150 m，水平井长度为300 m，开发初期2个井排共7口注气井、7口采油井。随着火线的推进，增打第3排采油井，并逐渐将注气井转换至下一井排。预测开发15 a共投入开发井25口，累计产油114.4×104m3，阶段采出程度为47.5%，累计空气油比为1 492 m3/m3。火线前缘温度可达400～500 ℃(原始油藏温度为55 ℃)，与Suplacu油田观察井实测温度接近，高于注蒸汽的温度，井网控制范围内动用程度很高(图2)。

图2 火驱开发15a末含油饱和度场(黑色线为水平井)

2.3 预测结果可靠性论证

表4为BHN35油田与国内外典型已实施火烧油层油田的对比。井距是采收率的主要影响因素，BHN35油田井距介于Suplacu和Balol油田之间，采收率也处于两者之间；BHN35、Balol油田实施火烧油层的区块采出程度较低(5%～10%)，其平均空气油比低于Suplacu油田和红浅1区(25.0%～31.6%)；Balol油田渗透率高、原油黏度较低，火烧油层过程中原油流动性好，残留焦炭含量低，因此，BHN35油田的空气油比高于Balol油田；由于采用了水平井，增大了泄油面积和注气强度，BHN35油田的单井高峰产能可以达到Balol油田的3.3倍。以上分析说明BHN35模型计算结果基本合理。

表4 BHN35油田方案预测结果与典型已实施火烧油层油田对比

2.4 海上火烧油层攻关方向

火烧油层技术在海上油田成功应用，还需要在以下2个方面深入攻关。

(1) 高速高效火烧油层技术。目前陆地成功实施火烧油层技术的油田一般是密井网、低产能，与海上高速高效开发的理念相悖。采用水平井井网提升了火烧油层的井距(150 m)和产能(单井高峰产能达100 m3/d)，但水平井点火技术等相关配套技术仍需攻关，实施效果也需要进行严谨的现场试验验证。

(2) 火烧油层吞吐技术。对于同一个油田，如果先期采用多元热流体或者蒸汽吞吐开发，后期采用火烧油层开发，势必需要先后购置2种热采设备，增加平台改造费用，造成投资浪费，也给平台结构设计增加了压力。因此，对于未开发油田，考虑将火烧油层技术作为一次采油技术是最为经济的方式。掌握火烧油层吞吐技术，可以在火烧油层前通过吞吐方式降低油藏压力，增加油藏的注气能力，扩大注采井距。

3 结论

(1) 采用重质油裂解反应、重质油氧化、中质油氧化、焦炭氧化4个反应方程式，通过调整化学反应方程配平系数、指前因子、活化能及反应热等参数，可以较好地拟合室内一维燃烧管实验结果，由此，建立的矿场模型能够模拟海上矿场规模的火烧油层开发过程。

(2) 通过数值模拟，推荐BHN35油田采用水平井井网以提升火烧油层单井产能，降低空气油比；油藏顶部和中部同时采用2个井排进行线性火驱以提升油田的开发速度。火烧油层开发方案设计井距为150 m，投入开发井25口，预测15 a累计产油114.4×104m3，火驱阶段采出程度为47.5%，累计空气油比为1 492 m3/m3。

[1] 郭太现，苏彦春. 渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J]. 中国海上油气，2013，25(4)：26-30.

[2] 刘小鸿，张风义，黄凯，等.南堡35-2海上稠油油田热采初探[J].油气藏评价与开发， 2011，1(1-2)：61-63.

[3] 李延杰，张艳玉，张贤松，等. 海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究[J].油气地质与采收率，2014，21(5)：87-89，93.

[4] 郑伟，袁忠超，田冀，等.渤海稠油不同吞吐方式效果对比及优选[J].特种油气藏，2014，21(3)：79-82.

[5] 关文龙，席长丰，陈亚平，等.稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术[J].石油勘探与开发，2011，38(4)：452-462.

[6] 杨洋，韩晓强，安斌.新疆油田风城油砂一维火驱物理模拟实验研究[J].新疆石油天然气，2015，11(1)：55-62.

[7] 王国库.火烧油层热力采油过程的实验研究与数值模拟[D].大庆：东北石油大学，2011.

[8] 张方礼，刘其成，赵庆辉，等.火烧油层燃烧反应数学模型研究[J].特种油气藏，2012，19(5)：55-59.

[9] 席长丰，关文龙，蒋友伟，等.注蒸汽后稠油油藏火驱跟踪数值模拟技术——以新疆H1块火驱试验区为例[J].石油勘探与开发，2013，40(6)：715-722.

编辑刘巍

20160224；改回日期：20160922

中海石油(中国)有限公司“十二五”重大科技项目“海上稠油热采开发方案设计方法及关键技术研究”(2013-YXZHKY-013)