渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式

李南，丁祖鹏，焦松杰，焦红梅

（中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100027）

渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式

李南，丁祖鹏，焦松杰，焦红梅

（中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100027）

渤海湾潜山裂缝性稠油油藏为具有储集层裂缝发育、流体黏度大、埋藏较深等特点的海上油藏。如果常规热采开发，注入蒸汽的热损失大；如果冷采开发，较大的原油黏度会导致驱油效率和波及效率较低，合理开发难度很大。针对此类油藏特点，采用室内物理实验和油藏工程相结合的方法，应用大尺度物理模型，对目标油田冷水驱、热水驱以及热水加表面活性剂驱等开发方式的开发机理和适应性进行研究，并应用实际地质模型对合理开发方式进行验证。结果表明，采用热水加表面活性剂的开发方式，开发效果最好，其余依次为热水驱、冷水驱、蒸汽驱和蒸汽吞吐。综合对比开发效果和经济效益，最终推荐目标区采用热水驱开发方式。

裂缝性稠油油藏；海上；热采方式；热水驱；表面活性剂

0 引言

随着渤海湾油气盆地勘探技术的逐步发展，裂缝性稠油油藏的数量及储量规模逐步增大。目标油田位于渤海东部海域，储量达上亿方。原油地下黏度为104～205 mPa·s，基质渗透率为1.26×10-3μm2，裂缝渗透率为180×10-3μm2，裂储比平均为17.5%，储层顶部风化较严重，裂缝及溶蚀孔隙发育。由于目标油田为裂缝性海上稠油油田，开发面临巨大挑战：1）裂缝性稠油油藏兼具双重介质油藏和稠油油藏的特征，常规的渗流理论和开发方式均有一定的不适用性，需要应用物理模拟、油藏工程以及数值模拟等多种方法来进一步研究［1-5］。2）目标油田埋藏较深，且是海上油藏，注汽井从平台至目的层位将会有较长的水平距离。当井深约2 000 m时，井底热损失达到30%左右，井底蒸汽干度仅为0.21。而目标油藏的井深达2 500～3 000 m，蒸汽注入井底干度过低，不适用常规热采方式。3）目标油田属于海上油田，受钻井平台限制，具有开发成本高、开发周期短、开发井数少的特点。这些特点决定油藏的开发必须以较少的井数、较高的采油速度进行，因此，在井型选择上，水平井具有明显优势［6］。

通过调研发现，目前世界范围内暂无此类油藏的开发经验，因此，需要探索一套适合此类油藏的合理开发方式［7-9］。本文采用物理模拟的方法，建立大尺度物理模拟模型［10］，从渗流机理入手进一步研究此类油藏的合理开发方式，并用数值模拟的方法进行验证，以此为该类油藏合理开发方式的确定提供科学依据。

1 大尺度物理模型建立

1.1 模型制作所需材料

选取渗流介质的物性和岩性与实际油藏相似［11］，保证物理模型基质与实际油藏的相似性。井筒及测压管线采用外径为6 mm、内径为4 mm的聚氯乙烯透明管材模拟裸眼完井；挑选的天然岩石露头，经过去粗取精处理后，加工成5 cm×5 cm×5 cm的7 000块正方体岩块，岩块粘接及模型密封采用环氧树脂材料。

1.2 模型建立过程

以实际岩心的裂缝密度、裂缝开度与裂缝方向为基础，通过正方体岩块6个面是否粘接以及岩块之间的距离，来实现物理模拟模型中裂缝密度、裂缝开度与裂缝方向的变化，从而达到与实际储层裂缝系统的相似性；粘接完毕后，用环氧树脂胶对模型外表面进行密封，保证模型外表耐压性；密封完成后，在指定位置打饱和孔，并连接饱和管线，确定管线与模型密封性能良好，无漏气漏液现象，则模型制作完毕。该模型尺寸为1.0 m×1.0 m×0.5 m，井筒半径0.3 cm，最终粘连了21× 21×11=4 851个岩块。

由于目标油田基质渗透率低，原油黏度大，基质孔隙中的原油采用常规冷采开发方式动用程度难以确定，采用热采开发方式基质动用程度提高幅度也难以计算，这些问题都需要采用物理模拟实验来解决。因此，应用大尺度物理模型，对比冷采和热采开发方式的开发效果，洞悉此类油藏的渗流机理。由于目标油田储集层较厚，因此采用水平井底注顶采的交错立体注采井网。示意图见图1（其中，O表示油井，W表示水井）。

图1 水平井注采井网示意

2 合理开发方式物理模拟

在大尺度物理模拟模型中，分别进行冷水驱和注温度95℃的热水驱开发，最后在热水驱基础上添加表面活性剂，进行热水加表面活性剂驱开发。其中，表面活性剂为烷基苯磺酸阴离子类型，质量浓度为2 000 mg/L。开发效果见图2、图3。

图2 不同开发方式下累计产油量随时间的变化

图3 不同开发方式下含水率随累计产油量的变化

模拟开发30 a，热水驱相对于冷水驱，离注水井较近的采油井单井累计产油量增加10.6%，离注水井较远的采油井单井累计产油量增加2.3%，这表明近井地带加热较为充分，降黏增产效果较好，而远井地带热损失较大，热量传递效果较差，增产效果不明显。热水加表面活性剂驱相对于冷水驱，近井单井累计产油量增加14.6%，远井单井累计产油量增加8.1%，由此可以看出，由于添加了表面活性剂，远井的累计产油量也有较大幅度增加。

对比不同开发方式下基质裂缝贡献率（见表1）可看出：注热水及热水加表面活性剂可以有效改善裂缝的驱油效率；相对于冷水驱，热水驱和热水加表面活性剂驱开发效果有了一定幅度的提高，采出程度分别提高0.6百分点和1.2百分点。但另一方面，注入水降低了油藏波及区域的原油黏度，因此导致主流线方向突进更为严重，在一定的注采液量条件下，波及系数反而略有降低。基质产量受制于波及系数的降低，因而增产不明显。表面活性剂增产机理是降低油水界面张力，因此可显著增加裂缝驱油效率，但是油水界面张力的变化会进一步影响基质的渗吸作用，故注热水加表面活性剂相对于注热水开发，基质产油量提高幅度很小。

表1 不同开发方式基质、裂缝贡献对比

3 合理开发方式数值模拟

由于目标油田兼具了裂缝性油藏和稠油油藏的特征［12-14］，开发过程中如借鉴常规的开发方式，将具有一定风险，因此，需要将物理模拟方法与数值模拟方法有效地结合起来以规避风险。在进一步验证物理模拟结果的同时，也与常规热采开发方式进行了对比［15］。

基质系统的地质建模方法与常规碎屑岩储层的地质建模方法一致，裂缝系统则采用先进的离散裂缝网络（DFN）建模技术，最终通过中间参数Sigma因子将2个系统沟通起来，形成了与实际油藏吻合度很高的地质模型［11］。模型设计了冷水驱、热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱和热水加表面活性剂驱等5种开发方式［16-19］。模型中有5口水平注水井，15口水平采油井，单井控制储量不少于200×104m3，水平井水平段方向与裂缝方向的夹角约为45°，断层附近布井距断层150 m以上，注采井数比为1∶3，开发井布井设计示意图见图4。

图4 开发井布井设计示意

由于海上油田热采受到平台规模的影响，注入蒸汽的量无法与注入冷水的量相当，因此，考虑到海上平台供给蒸汽能力及工艺水平的实际情况，蒸汽吞吐、蒸汽驱对应的油水井工作制度也随之改变。其中：蒸汽注入温度为342℃，注入到井底干度为0.2，注入水当量250 m3/d，蒸汽驱开发20 a，蒸汽吞吐开发10 a；冷水驱、热水驱及热水加表面活性剂驱注入温度分别为56，100，100℃，注水量为1 000 m3/d；设计的水平段长度也有不同，蒸汽吞吐、蒸汽驱水平段长度为400 m，其他开发方式水平段长度为800 m。

从不同开发方式的开发效果来看（见图5），累计产油量最高的开发方式为热水加表面活性剂驱，其余的依次为热水驱、冷水驱、蒸汽驱和蒸汽吞吐。在相同的井网控制程度条件下，蒸汽驱的采出程度较低。这主要是因为油藏埋藏较深、井段长、井筒热损失严重、井底的蒸汽干度低，再加上井口锅炉能够供给的蒸汽注入量有限，致使开采效果较差。蒸汽吞吐开发方式也存在类似问题，受吞吐轮次的影响，目标油田采出程度更低。

图5 不同开发方式下的开发效果

热水驱开发方式下，由于大幅降低了原油黏度，有效提高了驱油效率，最终提高了采收率。考虑到表面活性剂在高温条件下有效期大幅缩短，因此，需提高表面活性剂注入浓度并延长注入时间，这就大大增加了开发成本，开发经济性相对较差，因此，不推荐采用热水加表面活性剂开发方式。综合考虑开发效果和经济效益，推荐目标油田采用热水驱开发方式。

4 结论

1）将大尺度岩心物理模拟应用到复杂油田开发机理研究中，并与油藏工程方法和数值模拟结合，指导了目标油田开发方式的设计。

2）注热水及热水加表面活性剂可以有效改善裂缝驱油效率。在海上注采液量条件下，基质产量增加不明显，但裂缝产量会大幅提高。

3）海上油田热水驱加表面活性剂开发效果略优于热水驱，热水驱依次优于冷水驱、蒸汽驱、蒸汽吞吐，大井距和注汽量受限条件下热采效果不如陆上油田明显。

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（编辑 史晓贞）

Development mode of fractured heavy oil reservoirs in Bohai Bay

LI Nan,DING Zupeng,JIAO Songjie,JIAO Hongmei
(CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China)

The development difficulties of buried-hill fractured heavy oil reservoirs in Bohai Bay are mainly caused by fracture, heavy oil,deeply buried and offshore reservoir,etc.For normal development,because the reservoir is buried deeply,the heat loss of steam is very large.If we use the development of cold production,great crude oil viscosity will lead to lower oil recovery efficiency and sweep efficiency,which will cause great development difficulty.In view of the characteristics of the reservoirs,the adaptability of water flooding,hot water and hot water plus surfactant flooding were studied using the method of physical simulation,reservoir engineering and numerical simulation.The results show that the development of hot water plus surfactant has the best development effect,followed by hot water flooding,cold water flooding,steam flooding and steam stimulation.Comprehensive comparison of the development effect and economy,hot water flooding is recommended to develop such reservoirs finally.

buried-hill fractured heavy oil reservoir;offshore;thermal development mode;hot water flooding;surfactant

国家科技重大专项课题“海上稠油热采技术”（2016ZX05025-004）；中海油研究总院开发研究院自立课题“渤海多层稠油油藏层系组合及井网井型研究”（2016OT-KF11）

TE324

A

10.6056/dkyqt201703024

2016-11-18；改回日期：2017-03-14。

李南，男，1986年生，博士，研究方向为油气田开发。E-mail：666max@sina.com。

李南，丁祖鹏，焦松杰，等.渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式［J］.断块油气田，2017，24（3）：405-408.

LI Nan，DING Zupeng，JIAO Songjie，et al.Development mode of fractured heavy oil reservoirs in Bohai Bay［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：405-408.