渤海油田稠油热采注入介质优选研究

吴婷婷，耿志刚，杜春晓，李 博，高振南

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

目前国内外稠油热采区块以蒸汽吞吐为主，主要的注入介质为蒸汽[1-4]，携热量高。而单纯的蒸汽吞吐开发存在产量递减快、多轮次吞吐后经济效益变差等问题；且渤海稠油油藏埋藏深、压力高、开发多采用定向井或水平井，导致井筒热损失大、成本高。通过在携热介质（热水或蒸汽）中加入非凝析气（N2或CO2）的方法既可增强热作用效果，又可降低成本。从国内外开发经验看，不同原油黏度适合的注入介质存在较大差异。渤海稠油资源丰富，而各稠油油田黏度存在巨大差异，范围从350 mPa·s到53 000 mPa·s，需要依据海上稠油的特点，详细论证各种注入介质在海上稠油油藏中的适用性，探索出一套适合海上不同黏度稠油油藏的注入介质筛选技术。

1 注入介质优选研究

针对黏度分别为 400 mPa·s、600 mPa·s、1 000 mPa·s、2 000 mPa·s的原油，开展不同注入介质（蒸汽、多元热流体、蒸汽复合气体）的驱油效率评价实验。多元热流体[5-8]是指通过燃油燃烧产生的热水、N2和CO2的高温混合流体；蒸汽复合气体是指蒸汽、N2和CO2的高温混合气体。

实验结果（见表1），由表1可见，无论哪种注入介质，随着原油黏度的增大，无水期驱油效率、含水90%及最终驱油效率均降低。随着黏度逐渐增高，三种注入介质的驱油效率均有所下降。相同黏度下，三种注入介质的驱油效率从高至低分别是：蒸汽复合气体＞蒸汽＞多元热流体。

在室内实验的基础上，为扩展实验认识，利用数值模拟手段研究了两种开发方式（蒸汽吞吐、吞吐转驱）下不同原油黏度和不同注入介质的开发效果。模型参数参考渤海M油田主力砂体相关物性参数，利用CMG数值模拟软件STARS热采模块建立纯油藏机理模型，模型基本参数（见表2）。

1.1 驱替开发注入介质优选

利用建立的数值模型，对比了不同原油黏度（1 000 mPa·s、3 000 mPa·s、5 000 mPa·s、10 000 mPa·s、20 000 mPa·s、30 000 mPa·s）和不同驱替介质（多元热流体、蒸汽、蒸汽复合气体）下的驱替开发效果。模型注入参数（见表3），模拟结果（见图1）。

表1 250℃不同黏度原油不同注入介质的驱油效率

表2 模型基本参数

如图1所示，随着黏度的升高，三种注入介质的开发效果均有所下降，蒸汽复合气体的开发效果始终优于其他两种介质。参考国内热采油田经验，以驱替最终采收率30%作为目标采收率。通过研究结果可知，在黏度低于3 000 mPa·s时，多元热流体驱替即可达到预期效果；当黏度为 3 000 mPa·s～5 000 mPa·s时，需要采用蒸汽驱开发；当黏度为 5 000 mPa·s～8 000 mPa·s时，需要采用蒸汽复合气体驱替开发；当黏度超过8 000 mPa·s，蒸汽复合气体也无法达到目标采收率，这时就需要考虑热复合化学、火烧油层[9，10]等前沿热采技术。

1.2 吞吐开发注入介质优选

利用建立的数值模型，对比了不同原油黏度（1 000 mPa·s、3 000 mPa·s、5 000mPa·s、10000mPa·s、20 000 mPa·s、30 000 mPa·s）和不同注入介质（多元热流体、蒸汽、蒸汽复合气体）下的吞吐开发效果。模型注入参数（见表4），模拟结果（见图2）。

如图2所示，随着黏度的升高，三种注入介质的开发效果均有所下降，蒸汽复合气体的开发效果始终优于其他两种介质。但当原油黏度为3 000 mPa·s时，多元热流体吞吐与蒸汽吞吐采收率出现交点，即黏度低于3 000 mPa·s时，多元热流体吞吐效果优于蒸汽吞吐；黏度高于3 000 mPa·s时，蒸汽吞吐效果优于多元热流体吞吐。

2 增效机理研究

2.1 复合气体增效贡献研究

稠油黏度相对较低时，三种注入介质的开发效果由高至低为：蒸汽复合气体吞吐＞多元热流体吞吐＞蒸汽吞吐，此时多元热流体中的复合气体的贡献占主导地位。复合气体包括CO2与N2。1 000 mPa·s黏度条件下。

在渤海稠油普遍埋深地层压力（10 MPa左右）条件下，CO2具备一定的溶解能力，且能够在一定程度上降低稠油黏度。但是，因其溶解能力与降黏能力均随温度的升高而逐渐降低（见图3、图4），所以，在本研究实验温度条件下，CO2的作用并不明显。同等条件下，N2的溶解能力就要差很多，并且基本不具备降黏能力（见图 5、图 6）。

表3 驱替开发方式注入参数

图1 数值模拟吞吐转驱开发方案实验结果

表4 吞吐开发方式注入参数

图2 吞吐模式开发方案实验结果

图3 CO2溶解能力

图4 CO2溶解降黏能力

图5 N2溶解能力

图6 N2溶解降黏能力

复合气体注入时，CO2与N2的比例为15:85，N2的注入量高一些，扩大波及的作用较为明显。蒸汽与蒸汽复合气体同一时间点原油黏度剖面图（见图7），从图7中可以直观的看到N2的扩大波及范围作用。

因为蒸汽吞吐为降压生产过程，生产初期，地层压力较高，氮气的作用并不明显，随着生产的进行，地层压力随之下降，氮气的作用逐渐凸显出来，因此，对于黏度低于3 000 mPa·s的稠油在开采中后期，多元热流体的开发效果要优于蒸汽（见图8）。

2.2 加热降黏增效贡献研究

稠油黏度较高时，复合气体的增效贡献开始降低，热水及蒸汽的加热降黏作用逐渐占据主导地位。但是，相同温度条件下，热水的热焓值要低于蒸汽，干度0.4的蒸汽携热量约为热水的1.7倍（见图9）。因此，相同注入量条件下，地层温度的升高幅度将会大不相同。30 000 mPa·s黏度条件下，三种注入介质的开发效果由高至低为：蒸汽复合气体吞吐＞蒸汽吞吐＞多元热流体吞吐。但是，蒸汽与多元热流体的年产油差距在逐年缩小（见图10），因此可以看出，N2扩大波及范围的作用在开发后期仍比较明显。

图7 原油黏度剖面图

图8 1 300 mPa·s条件下多元热流体与蒸汽开发方案生产动态

图9 热水与蒸汽热焓值对比图

图10 30 000 mPa·s条件下多元热流体、蒸汽与蒸汽复合气体方案生产动态

3 应用

将本文研究成果应用于渤海M油田[10]，该油田地层原油黏度（50 ℃）为 449 mPa·s～926 mPa·s，依据本课题研究成果，该油田优选多元热流体吞吐作为注入介质，日产油从200 m3上升到600 m3，是常规冷采的3倍，数值模拟预测多元热流体吞吐的采收率可在冷采的基础上提高8.5%。

4 结论

（1）形成了不同原油黏度的注入介质优选技术，黏度低于3 000 mPa·s时，注入介质优选为多元热流体；黏度为 3 000 mPa·s～5 000 mPa·s时，注入介质优选为蒸汽；黏度为 5 000 mPa·s～8 000 mPa·s时，注入介质优选为蒸汽复合气体；当黏度超过8 000 mPa·s，需要考虑热复合化学、火烧油层等前沿热采技术。

（2）蒸汽复合气体与多元热流体中，CO2具备一定的溶解能力，且能够在一定程度上降低稠油黏度。室内实验研究发现，在180℃高温条件下，CO2可使稠油黏度降低约50%，N2可使稠油黏度降低约6%，复合气体中的N2主要起扩大波及范围的作用。

（3）对于吞吐开发来说，原油黏度较低时复合气体增能助排作用占主导地位；原油黏度较高时，热水及蒸汽的加热降黏作用逐渐占据主导地位。