适用气举工艺的稠油热采开发模式优化

李 娜 张晓亮 袁忠超 宫汝祥 于继飞

(1. 中海油研究总院， 北京 100027； 2. 中海油服务股份有限公司， 天津 300450；3. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028)

适用气举工艺的稠油热采开发模式优化

李 娜1，3张晓亮1袁忠超1，3宫汝祥2于继飞1

(1. 中海油研究总院， 北京 100027； 2. 中海油服务股份有限公司， 天津 300450；3. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028)

针对气举采油工艺对多元热流体吞吐开发中产量和流压等参数的特殊要求，以渤海A油田南区实际油藏参数建立的典型模型为基础，利用数值模拟技术，优化了海上稠油多元热流体热采吞吐开发方案，提出了适用气举工艺的热采开发模式，为探索气举工艺在海上稠油热采开发油田的适用性奠定了基础。

气举； 稠油； 开发模式

热力采油是稠油和油砂开采的主要技术手段，产量占稠油和沥青砂总产量的80%以上。该技术已在美国、委内瑞拉、加拿大等国广泛应用，中国先后在辽河、新疆、胜利和河南等稠油油田推广应用。目前渤海湾地区发现原油黏度大于350 mPa·s的稠油三级地质储量超过7×108t，其中大部分未动用，热采潜力巨大。

由于开采环境的特殊性，海上稠油热采开发研究起步较晚。自2008年以来，先后在渤海2个油田开展了多元热流体吞吐试验和蒸汽吞吐先导试验，结果表明，普通稠油油藏采用热采的开采方式效果较好[1-3]。

稠油开采主要有两大难题：一是稠油在油层条件下不流动或流动性差，原油流入井筒困难，采用热采开发方式可较好地解决该问题；二是原油流入井筒后，仅靠油藏的压力和温度难以流出地面。受限于海上平台条件，目前海上举升方式主要采用耐高温电泵，需注采两趟管柱，换管柱洗井过程中会造成热损失，影响时率，且电泵成本和操作成本均较高，需要探索新的举升方式以实现降本增效。近年来，基于井筒降黏及举升理论的稠油气举开采工艺在国外逐渐成熟。在南美，尤其是在委内瑞拉应用比较广泛。国外的现场实践说明气举工艺在稠油开采中具有一定的应用前景。

目前，针对稠油热采气举技术和工艺进行了一些研究，主要集中在新工艺和新气举装置研发、井筒多相流动模型优化和气举设计等方面，但未见适用气举工艺的稠油热采开发模式优化方面的研究。事实上，稠油热采井，尤其是吞吐井，在整个开发周期内，稠油产量、井底流压和井底流温等参数均发生了较大的变化。因此应针对开发模式进行优化，保证气举工艺在整个过程的适应性并具有较高的工作效率。

此次研究针对气举工艺对产量和流压等参数的特殊要求，以渤海A油田南区实际油藏参数建立典型模型，利用数值模拟技术，优化了海上稠油多元热流体热采吞吐开发方案，提出了适用气举工艺的稠油热采开发模式，为探索气举工艺在海上稠油热采开发油田的适用性奠定基础。

1 油藏概况

渤海A油田南区属于复式鼻状构造，主要含油层段位于明化镇组下段。油藏埋深为900～1 300 m，主力油层单层厚度4～6 m，储层为河流相沉积，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征，平均孔隙度35%，平均渗透率4.245 μm2。油水关系复杂，油藏类型以岩性-构造复合油藏为主。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，地下原油黏度介于449～926 mPa·s。A油田南区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、含水上升快的问题。投产初期采用天然能量开发，水平井投产初期产能为35 td，预计冷采采收率不超过5%。为改善开发效果，开展了多元热流体先导试验。截至2015年10月底，渤海油田共实施多元热流体吞吐热采10井次，其中6口井正进行第2周期吞吐，南区日产油量从200 t上升为600 t，采油速度从0.26%上升至0.67%，数值模拟预测目前注入条件下(井底温度为240 ℃)，采收率可在冷采基础上提高8.5%[4-5]。

2 多元热流体吞吐开发规律分析

W1井为海上稠油热采的一口先导试验井，生产层位为Nm05砂体，油层厚7 m，水平段长187 m。该井于2010年1月12日开始多元热流体吞吐，井口注入温度255 ℃，累计注入热流体6 400 t，注入23 d。焖井3 d后，进行自喷生产。放喷阶段共生产21 d，累计产油1 102 m3，累计产水 1 163 m3。随后转入电泵生产。截至2010年12月底，该井累计产油1.5×104m3，累计产液2.1×104m3。以该井为研究对象，重点分析热采过程中影响气举工艺设计的产量、井底流压和井底流温等参数的变化规律。

2.1 周期内开发规律分析

目前只有少量井进行了二轮吞吐，未进行多周期吞吐试验。因此，以W1井为基础建立典型水平井单井油藏数值模拟模型，选用CMG软件的STARS热采模块，通过前2个周期的生产动态拟合及后续周期的预测，系统分析多元热流体吞吐周期内和周期间的变化规律。图1为主要开发指标的预测曲线。

图1 W1井主要开发指标预测曲线

投产初期日产气量高，后期相对平稳；油井日产液(油)量较高，后期逐渐递减。从日产液量分析，整个周期可分为吐水、高产、递减以及低产4个开发阶段。自喷期产出气量占整个开发阶段产气量的绝大部分(见图1(a)、图1(b)、图1(c))。如采用气举采油，多元热流体热采阶段所伴生的N2、CO2以及溶解气在井筒内对气举具有积极的作用。

在初期排液阶段含水率高，但下降较快。吞吐生产100 d左右含水率降至20%以内，周期内含水率平均为12%(见图1(d))。

井底流压呈指数递减趋势，先快后慢。下泵初期流压7～9 MPa，开采100 d左右下降至5～6 MPa，之后下降幅度变缓(见图1(e))。井底流压的高低决定了可气举液量的大小。

井底流温亦呈指数递减趋势。下泵初期流温平均82 ℃，下泵100～200 d后下降至60 ℃左右，之后下降幅度变缓(见图1(f))。

井底流温和产出液中含水率的变化影响产出液在井筒内流动时的黏度，因此，这2个参数对气举有较大的影响[6]。

2.2 周期间开发规律分析

多轮次吞吐后产液(油)量逐渐递减，这主要是吞吐热采后期地层能量逐渐降低所致。

各周期间的产气量相对平稳，这主要是因为后续注气量虽略有增加，但增幅不大，且注入地层中的大量气体均在开发初期返排。

随着吞吐周期的增加，油井很快达到最低井底流压，注热流体后使流压回升但下降较快。

随着生产周期的增加，注入地层中的热量不断累积，井底流温略有上升。

随着生产周期的增加，周期平均含水率逐步上升，若有水体侵入，含水率上升幅度更大。

上述分析为正常热采吞吐开发模式下的开发规律。若初期采用自喷，后期采用电潜泵采油，适应范围更宽。若采用气举工艺开发，应以分析的吞吐热采开发规律为基础，对影响气举采油设计的关键参数进行相应的优化设计。

3 气举采油对开发模式的要求分析

气举井正常生产是指气举井在最后一级气举阀按目标设计产量或注气量稳定生产，有时候也指在某一级气举阀注气稳定生产。常规气举设计一般指分析连续气举设计装置对目标油井含水率、气油比、地层压力、产液指数、注气压力和注气量等重要参数的适应范围，评估气举设计的适应性，优化气举设计方案[7-8]。由于海上稠油热采开发的复杂性，各油井的上述参数可能存在较大差别，且在生产过程中随着原油不断地被采出，油井的地层压力、产油指数、含水率等参数均会发生变化。此次研究根据多元热流体吞吐开发规律，按逆向思维解决问题，即先通过气举分析软件预测在一定的井底流压下，不同含水率和温度下的最大举升液量，并以此作为设计油井产液量的条件。

通过气举设计软件计算，在井底流压为5 MPa时，气举最大举升液量随温度和含水率的变化关系如图2所示。从图2可以看出：(1) 气举最大举升液量与井底流温成正比；(2) 气举最大举升液量与井底流压成正比；(3) 气举最大举升液量随含水率增加先降低后增加。

图2 气举最大举升液量与含水率的关系曲线

综合分析认为适用气举工艺的吞吐热采开发模式应具备3个条件：(1) 自喷期后，气举期间油井的产液量要相对平稳，以保证气举相对平稳用气；(2) 气举期间要有一定的相对稳产时间；(3) 井底流压应逐步降低且最低井底流压不能过低，以免举升量过小。因此，可通过优化与开发模式相关的参数实现上述目标。

4 热采开发模式优化分析

以建立的单井模型为基础，重点对影响气举设计的热采控制条件进行优化，其他如周期注入量、注入温度、注入干度及焖井时间等注采参数优化与常规热采一致。

4.1 井底流压降幅分析

井底流压是衔接地下渗流和井筒管流的关键参数，对不同流压降幅下的吞吐开发效果进行了预测(见表1)。井底流压周期降幅越大，生产时间越短，生产结束后单井预测期末累计产油量越低，但油汽比越高。综合考虑累计产油量和油汽比，推荐流压周期降幅为1.5 MPa。当压力由原始地层压力逐步降低至最低井底流压后，后续井底流压控制条件不变。

表1 不同井底流压周期降幅下的热采开发效果对比

4.2 最大产液量控制分析

以优化的井底流压控制条件为基础，兼顾一定井底流压条件下可以举升的最大液量，通过控制井底流压与最大产液量，保证每周期至少一半时间产液量达到设定值，使液量控制条件与对应的井底流动压力相匹配。从而实现最大产液量控制条件的优化。

4.3 开发模式优化结果分析

优化后的产量剖面见图3。在优化后的开发模式中各周期井底流压降低1.5 MPa。当压力由原始地层压力逐步降低至3.5 MPa后，保持定井底流压生产。各周期液量由第1周期的150 m3d逐步降低至70 m3d；周期长度逐步减小，初期为0.5 a左右，后期逐步缩短至0.3 a。方案共预测16个周期，累计产油量为11.2×104m3。

图3 优化后的产量剖面图

5 结 语

(1) 以渤海A油田南区实际油藏参数建立的

典型模型为基础，利用数值模拟技术，优化了海上稠油多元热流体热采吞吐开发方案，提出了适用气举工艺的热采开发模式，为探索气举工艺在海上稠油热采开发油田的适用性奠定了基础。

(2) 在优化后的开发模式中各周期井底流压降低1.5 MPa。当压力由原始地层压力逐步降低至3.5 MPa后，保持定井底流压生产。各周期液量由第1周期的150 m3d逐步降低至70 m3d；周期长度逐步减小，初期为0.5 a，后期逐步缩短至0.3 a。

[1] 刘东，胡廷惠，郑浩，等.稠油蒸汽吞吐转蒸汽驱参数优化正交数值试验[J].油气藏评价与开发，2015，5(1)：62-65.

[2] 刘东.热采水平井加热半径计算新模型[J].中国海上油气，2015，27(3)：84-90.

[3] 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.

[4] 顾启林，孙永涛，郭娟丽.多元热流体吞吐技术在海上稠油油藏开发中的应用[J].石油化工应用，2012，31(9)：8-10.

[5] 林涛，孙永涛，马增华，等.多元热流体中热 — 气降黏作用初步探讨[J].海洋石油，2012，32(3)：74-76.

[6] 黄颖辉，刘东，罗义科.海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究[J].特种油气藏，2013，20(2)：164-165.

[7] 张琪.采油工程原理与设计[M].东营：中国石油大学出版社，2006：366-367.

[8] 刘曦懋，钟海全.委内瑞拉稠油气举新工艺[J].重庆科技学院学报(自然科学版)，2013，15(2)：64-66.

Optimization of Crude Oil Thermal Development Pattern for Gas Lift

LINa1,3ZHANGXiaoliang1YUANZhongchao1,3GONGRuxiang1YUJifei1

(1.CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China; 2.China Oilfield Services Ltd., Tianjin 300450, China;3.State Key Lab of Offshore Oil Exploitation, Beijing 100028, China)

According to the special requirements of liquid rate and WBHP effected gas lift technology for multi-fluid thermal stimulation fluid (MFTS), the typical numerical simulation model was built based on the A oilfield reservoir parameters. The development scheme of offshore heavy oil MFTS thermal recovery were optimized based on the model. The development pattern were put forward to suit the gas lift. These laid a foundation for exploring the applicability of gas lift technology exploitation in offshore heavy oil thermal recovery.

gas lift; heavy oil; well pattern

2016-10-26

国家科技重大专项“海上稠油热采技术”(2016ZX05025-004)

李娜(1986 — )，女，硕研，工程师，研究方向为油藏工程。

TE345

A

1673-1980(2017)01-0075-04