小洼油田中—深层特稠油多元热流体吞吐技术研究与应用

吕 政，李 辉，丁 楠，杜 梅，张 鹏

(1.中国石油北京油气调控中心，北京 100007；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

多元热流体吞吐技术是利用空气(或纯氧)与天然气(或柴油、轻质原油)在高压密闭条件下充分燃烧生成高温高压的CO2、N2，将产生的气体与水蒸汽同时注入地层，通过加热降黏、气体溶解降黏、气体增加弹性能量及扩大波及体积等综合作用实现油井增产[1-9]。一些油藏还采用多元热流体+化学剂的开发方式[10]，用以改变岩石润湿性，降低界面张力。2008年，多元热流体增油技术在渤海湾南堡油田应用成功[11]。与海上油田相比，陆上稠油油田单井产量低、含油面积小，应用多元热流体吞吐技术相对较少，经验不足。

辽河油田是中国最大的稠油生产基地，油藏埋藏深，大部分油藏已进入开发中后期。为丰富陆上中—深层特稠油油藏多元热流体吞吐开发理论基础，实现辽河油田稠油长期稳定开发，在小洼油田开展辽河油田范围内首例中—深层特稠油油藏多元热流体吞吐先导试验。并有必要结合该油田油藏实际特征开展注多元热流体吞吐效果及注入参数优化研究，同时对已开展试验项目进行效果评价，为后期进一步扩大试验区范围提供理论依据。

1 试验区块开发概况

小洼油田作为辽河油田重要稠油生产区块，开发目的层为东营组二、三段以及沙河街组三段，油藏埋深为1 150～1 466 m，孔隙度为24.0%～31.8%，渗透率为0.6～2.3 D，平均原油黏度为15 090 mPa·s，平均密度为0.984 g/cm3，储层发育较好，属于中—深层高孔、高渗特稠油油藏。小洼油田于1991年正式开发，共有主力层系油井631口，目前开井为258口，日产油为368 t/d，采出程度为24.8%，主要开发方式为热力采油。目前，小洼油田开发已处中后期，开发矛盾较多，主要表现在：综合含水高达94.3%，尤其是低部位层系水淹严重；出砂问题严重，已实施的防排砂措施适应性差；地层压力为2.3～3.1 MPa，油井普遍低压低产；油井平均蒸汽吞吐12周期，周期油汽比仅为0.2，高轮次蒸汽吞吐导致井况变差，停产井增加；蒸汽驱开发受蒸汽超覆、指进、窜流及注汽能力、汽驱管网、监测手段、热采井下工艺等条件限制，继续扩大蒸汽驱实施规模难度较大。就经济、技术条件而言，蒸汽吞吐依然是小洼油田今后相当长一段时期内最主要开发方式，依然具有一定的挖潜空间。

2 多元热流体吞吐效果数值模拟研究

多元热流体各组分主要作用机理包括：高温蒸汽组分主要发挥改变岩石润湿性，加热油层及原油，增大油层弹性能量，降低原油黏度及流动阻力等作用；N2主要发挥抑制蒸汽超覆，降低热损失，提高油层压力等作用；CO2主要发挥酸化解堵，提高油层温度，降低原油黏度等。

为验证注多元热流体吞吐技术在中—深层特稠油油藏作用效果，参照小洼油田油藏特征建立典型三维概念地质模型，设计网格为21×21×15，宽度为5 m，在模型中央设立1口注入井，命名为“well-1”。模型选取孔隙度为25.2%，含油饱和度为69%，渗透率为1.1 D，地层温度为60 ℃，油层中深为1 345 m。应用CMG油藏数值模拟软件对单独注入蒸汽(注入速度为120 m3/d)、注入蒸汽+CO2(注入蒸汽速度为120 m3/d，注入CO2速度为30 m3/d)与注入蒸汽+N2(注入蒸汽速度为120 m3/d，N2为30 m3/d)等3种情况进行模拟(图1、2)，注入时间为30 d。由图1可知，与单独注入蒸汽相比，注入蒸汽+N2可显著扩大热效应作用范围，但小于蒸汽+CO2组合效果。室内实验表明，CO2降黏效果是N2的2～4倍。由图2可知，在提升油层压力方面，蒸汽+N2注入方式要好于单独注入蒸汽以及蒸汽+CO2注入方式。

总体看，注入多元热流体与注入蒸汽相比，加热腔可扩大4倍以上，高压区体积可扩大3倍以上，提温增压效果显著，与理论分析结果一致。

图1 well-1模拟期末第7小层各种注入方式温度场对比

图2 Well-1模拟期末第7小层各种注入方式压力场对比

3 多元热流体吞吐井优选

地质因素对多元热流体吞吐有着重要影响[12-14]。其中，油层有效厚度、渗透率、含油饱和度、原油黏度等参数的影响较大。因此，优选有效厚度大、孔渗条件好、含油饱和度高、原油黏度低，且无边底水影响的油井。同时，还应尽量满足地层压力相对较低、井况好、地面易施工等条件。由于东二段、东三段油水关系复杂，多套油水叠合，油水界面不统一，且为边水油藏，而沙三段为厚层块状纯油藏，没有边底水存在，因此，将小洼油田洼38块沙三段作为措施目的层，优选该层段3口井(洼38-36-538、洼38-34-新528、洼38-32-024C)开展注多元热流体试验，油井主要参数见表1。

表1 各井主要主要参数

4 多元热流体注入参数优化

为保证多元热流体开发效果，对各施工参数进行优化。在多元热流体吞吐注入参数优化方面，中国一些专家已开展相关研究[15-19]。此次研究是在油藏数值模拟中，通过改变其中一种参数值，进而实现单参数逐一优化，并分析适用于研究区块的多元热流体注入参数。

4.1 注入温度优化

温度是保证多元热流体吞吐效果的重要指标。图3为注入温度与累计产油量关系曲线。由图3可以看出，注入多元热流体温度越高，原油降黏效果越好，流体流动性得到改善，累计产油量增加。因此，应在工艺条件及经济效益允许情况下尽量保持高注入温度，但最高温度应控制为355 ℃。

图3 注入温度与累计产油量关系曲线

4.2 注入速度优化

模拟结果显示(图4)，多元热流体施工过程中应保持合理的注入速度。但速度过快时，整体热利用率降低，导致增产幅度趋于平缓甚至负增长。因此，将注入速度控制在5 t/h。

图4 注入速度与累计产油量关系曲线

4.3 注入干度优化

注入干度对蒸汽吞吐效果有较大影响。数值模拟结果显示(图5)，提高蒸汽干度能有效发挥多元热流体增产效果。根据现有工艺水平，最低应控制在0.4以上。

图5 注入干度与累计产油量关系曲线

4.4 周期注入量优化

与海上油田相比，小洼油田稠油井含水较高。研究结果表明(图6)，随着周期注入量增加，周期累计产油增加；当注入量过大时，增油幅度下降。多元热流体周期注入1 000 t可达到较好的增产效果。

4.5 注入各组分含量优化

数值模拟结果表明，气体组分中CO2含量越大，措施整体效果越明显。由图7可以看出，当注入多元热流体气汽比控制在600 m3/t时，措施增油效果达到最大。

图6 周期注入量与累计产油量关系曲线

图7 气汽比与累计产油量关系曲线

4.6 焖井时间优化

焖井过程对于多元热流体吞吐而言至关重要。焖井时间过长或过短都会造成热损失，降低热能利用率。利用数值模拟并结合实际经验，确定最佳焖井时间为3～5 d。

5 现场应用效果

结合措施参数优化结果，多元热流体注入现场采用KBQR-21/370型高温注入井口，采用30 MPa天然气型多元热流体双发生器(拖二型)，保证注入温度达到355 ℃，注入压力达到17 MPa，注入速度控制在5 t/h，注入后焖井3 d。

措施前，洼38-34-新528井共吞吐6个周期，累计注汽1.5×104t，累计产油0.36×104t，累计产水7.6×104t，周期平均日产油为1.2 t/d；洼38-36-538井共吞吐17个周期，累计注汽3.8×104t，累计产油1.3×104t，累计产水9.7×104t，周期平均日产油为1.6 t/d；洼38-32-024C井共吞吐5个周期，累计注汽0.83×104t，累计产油0.23×104t，该井含水较高，自1998年以来因高含水关井。

洼38-34-新528井于2016年8月5日开始多元热流体注入，10月3日注汽结束，累计注入空气49.6×104m3，天然气6.3×104m3；洼38-36-538井于2016年10月24日开始注入，11月9日完注，累计注入空气40.7×104m3，天然气4.55×104m3。投产后，2口井的排水期分别缩短38、11 d，增油为2.4 t/d，含水下降4.8%，开发指标明显转好。抽取洼38-34-新528井区套管气取样分析13个样次，含氧量低于3.5%，属于安全范围。洼38-32-024C井于2017年11月7日开始多元热流体注入，2018年1月11日注汽结束，累计注入空气42.7×104m3，天然气4.5×104m3。投产后，该井日产油为5.1 t/d，含水为62.3%，基本实现预期目标。截至2018年12月，3口井均取得了较好试验效果，平均措施有效期达227 d，累计增油685 t，证实在中—深层特稠油油藏中应用多元热流体吞吐技术具有较好潜力。

6 结 论

(1) 通过开展陆上中—深层特稠油油藏多元热流体吞吐作用效果研究，认为该技术与注入蒸汽吞吐相比，提温增压效果更加显著。

(2) 在有效厚度大、渗透率及含油饱和度高、原油黏度相对较低且无边底水影响的油井中，多元热流体吞吐增产效果明显。

(3) 为使多元热流体吞吐取得良好效果，应尽可能将多元热流体注入温度控制为355 ℃，干度控制为0.4以上，注入速度控制为5 t/h，周期注入量为1 000 t，气汽比控制为600 m3/t，并保证焖井时间为3～5 d。

(4) 现场多元热流体吞吐试验取得良好效果，为中—深层特稠油油藏改善蒸汽吞吐开发效果提供借鉴。