海上稠油油藏水平井注蒸汽开发技术研究

2020-08-23刘义刚邹剑王秋霞王弘宇刘昊

当代化工 2020年7期

刘义刚　邹剑　王秋霞　王弘宇　刘昊

摘要：为提高海上稠油油藏水平井注蒸汽开发效果，以渤海某油田明化镇组稠油油藏为实例，首先分析了该稠油油藏注入蒸汽开采的经济和技术可行性，明确了该稠油油藏具有良好的注汽开发前景，通过油藏数值模拟方法，分别模拟了注蒸汽速度、关井时间、井底蒸汽干度、蒸汽温度和采液速度对周期内注汽开发效果的影响。结果表明：最佳注蒸汽參数设定为注蒸汽速度350 m³/d、关井时间6 d、井底蒸汽干度0.8、蒸汽温度370 ℃、采液速度150 m³/d，同时为进一步提高注蒸汽开发效果，在设备条件允许的情况下，尽可能地提高注入蒸汽的温度来达到更好的注采效果。

关键词：海上油田;稠油油藏;水平井;注蒸汽

中图分类号：TE345 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）07-1447-05

Study on Steam Injection Development Technology of

Horizontal Well in Offshore Heavy Oil Reservoirs

LIU Yi-gang， ZOU Jian， WANG Qiu-xia， WANG Hong-yu， LIU Hao

（CNOOC Tianjin Branch， Tianjin 300280， China）

Abstract： In order to improve the steam injection development effect of horizontal well in offshore heavy oil reservoirs， taking Minghuazhen formation heavy oil reservoir in Bohai oilfield as an example， the economic and technical feasibility of steam injection production in this heavy oil reservoir was analyzed， and it was pointed out that this heavy oil reservoir had a good prospect of steam injection development. Through the numerical simulation method of reservoir， the influence of steam injection speed， shut-in time and bottom steam dry on the development effect was investigated The results showed that the best steam injection parameters were as follows： steam injection speed 350 m3/d， shut-in time 6 d， bottom steam dryness 0.8， steam temperature 370 ℃， liquid production speed 150 m3/d; In order to further improve the steam injection development effect， the steam injection temperature should be increased as much as possible.

Key words： Offshore oilfield; Heavy oil reservoir; Horizontal well; Steam injection

海洋具有丰富的自然资源，海上油田的开发成为未来石油与天然气供应的重要来源。我国渤海及南海油气田的勘探已经持续了多年^[1]，目前已开发出多个小型油田和气田，例如南堡油田、秦皇岛油田、曹妃甸油田等，其中稠油油藏占比较大，因此如何高效开发稠油油藏成了目前海上油田开发的重要环节^[2]。稠油由于黏度较高，在地层环境中流动较难，采用常规开发手段采收率较低，无法良好地动用地下原油资源。我国陆地上新疆、辽河、南阳等区域也分布有稠油油藏，多年的开发过程积累了丰富的经验。

李建成针对稠油降黏问题，采取了注蒸汽技术，实践证明有效地提高稠油流动速度;孙晓飞等为提高稠油油藏冷采后期开发效果，通过泡沫油非常规注气膨胀实验，分析注气过程二次泡沫油的形成，实验分析表明通过注入天然气比衰竭开发提高采收率7%左右;徐勇等探讨了目前常见的注气提高采收率方法，对比了注二氧化碳和注氮气开发效果，分析了近年来稠油油藏注气室内物理模拟实验，总结了稠油油藏注气开发工艺;王静等针对水平井注蒸汽开采后期注气效率较低、蒸汽驱动范围较小的问题，分析了多种不同的注气方案，最终选择水平进组一注多采、直井吞吐的注汽模式，有效提高井组驱替原油效率;裴磊针对欢127断块开发中后期受气窜、水淹影响注气效果较差，采取了组合吞吐注气方案，使得注入阶段延长2个周期，有效地提高了最终采收率;袁玉凤等针对低渗透稠油油藏开发过程注入困难，通过室内物理模拟实验，分析了气水交替混注提高采收率效果;冯高城等分析了海上注气驱开发的影响因素，提出了相关的解决措施，认为需要将注气过程工艺措施实现本土化，并结合多技术手段联合实施，以达到降低开发风险的目的^[3-11]。

综上所述，近年来对于陆上稠油油藏及海上稠油油藏注气开发已经取了的大量的成果，但随着海上稠油油藏的规模化开发，特别是近年来采取大斜度井、水平井开采，无论从经济技术还是投资成本而言，蒸汽吞吐、井组注气开发仍然需要进一步研究^[12-13]。本文以渤海某油田为实例，通过海上稠油油藏注蒸汽吞吐数值模拟，分析注蒸汽经济及技术可行性，并优化注采参数，为海上稠油油藏水平井注蒸汽开发提供借鉴。

1 注蒸汽經济可行性论证

海上油田由于钻井平台等设备投资较大，总体采油成本较高，因此在进行注蒸汽方案措施论证过程，需要对经济可行性开展评估，分析水平井注蒸汽吞吐开采周期及经济极限日产油^[14]。

1.1 注气吞吐可行性

根据内陆稠油油藏注蒸汽开发经验分析表明，影响注蒸汽开发效果主要原因为：稠油油藏原油性质、油层厚度、油层埋深、储层渗透率、储层孔隙度、含油饱和度、油藏储量等。目前为止我国稠油油藏注蒸汽开发参考标准为中石油勘探开发研究院刘文章教授编写的，对渤海某油田稠油油藏进行分类，以原油黏度作为关键指标，明确了水平井注蒸汽吞吐选井标准，见表1所示。

研究区渤海某油田油层组砂体属于常规稠油油藏，油藏参数等属于我国内陆稠油油藏注蒸汽开采一类油藏标准，从该对比标准出发，渤海某油田稠油油藏基本上适应采取注蒸汽开采方式提高采收率（表2）。

1.2 注蒸汽周期经济极限

注蒸汽开发稠油油藏方案可行性不仅仅取决于开采技术指标，还与经济技术指标有关，一般而言利用极限气油比来判断开发效果，即注入蒸汽的量与采出原油的量的比。注气开发过程，在一个注采周期内，当极限气油比，也就是注入的蒸汽成本已经超过了采出原油税后的产值时，该轮次注采周期内采油代表着亏损，因此不建议开展下一轮次的注采周期。

通过分析计算海上油田注蒸汽采油经济技术参数，见表3所示，按照稠油开采成本计算800元·m^-3、1 000元·m^-3、1 200元·m^-3，按照油价30～80美元区间计算不同油价下的极限经济成本，见图1。在油价40美元条件下，按照每立方米油开采成本为1 200元得到经济极限气油比为0.39，因此以0.39作为本次研究过程渤海某油田水平井注蒸汽开采经济极限油气比。

1.3 注蒸汽日产油经济极限

经济极限日产油为一个注采周期内的平均日产油量，对目前渤海海上开采的油藏进行投资估算后分析表明，第一个注采周期内单井开采成本为900万元，第二和和三注采周期分别为700、600万元，基本上三个注采周期可以回收投资成本，计算出前三个周期内日产油经济极限为14、12、10 m³·d^-1。

2 区块某井地质模型构建

渤海某油田位于渤海湾盆地中部海域，明化镇组为主力油层，沉积相为曲流河类型，岩性及构造性油藏，目前勘探研究表明储量资源丰富，含有稠油储量约1.080×10⁷m³，以此油藏为基础建立数值模型，网格设置为70 m×20 m×10 m，井型为水平井，水平段长度400 m，井眼轨迹位于油层中下部位置，模型如图2所示，油层基本参数见表4。

稠油由于其独特的性质，原油黏度受油藏温度影响较大，因此理论上通过注蒸汽能提高油藏温度，进而有效地降低原油黏度，提高原油在地层的流动性，达到提高开采效果目的（图3）。

3 注蒸汽参数优化

水平井注蒸汽开采效果不仅与油藏原始特征有关，还与注采参数设计有关，包括注蒸汽速度、关井时间、井底蒸汽干度、蒸汽温度、采液速度等，对于不同油藏特征，需要分析与之相关的这些因素，才能有效地设计良好的注采方案。

3.1 注蒸汽速度

注蒸汽速度决定了注入热蒸汽在地层的作用范围，通常情况作用范围越大，对油藏内原油的波及影响越大，但注入蒸汽速度过快，超过了油藏的承受能力，则不利于注采经济性。为了分析所建立明化镇组油藏注蒸汽速度的影响，在其他参数固定不变的条件下，进行单一参数变量分析，设定注气速度为200、250、300、350、400 m³·d^-1共5组，设定注入总量为4 000 m³不变，则注蒸汽天数为20、16、13.3、11.4、10 d。数值模拟分析表明，注气周期内注气速度越大产油量越高，这是由于注气过程较大的注蒸汽速度提高了井底注入压力，促进蒸汽向更深的地层渗透，提高了注入蒸汽的影响范围。而通过收益比发现，即注气周期内注蒸汽的操作成本与采出原油的收益比较，按照原油价格为40美元，在注气速度超过350 m³·d^-1后收益比有所下降（图4）。

3.2 关井时间

为了分析注蒸汽后关井时间对注采开发效果的影响，设定其他参数不变的情况下，通过数值模拟注蒸汽后关井2、4、6、8、10 d作为一个注采周期，分析关井后开井产油量，结果见图5所示。模拟结果表明，关井时间增大，周期产油量先增大后降低，关井时间为6 d时产油量最大，注采周期内效果最好。分析其原因为注蒸汽后关井，当关井时间不足时，注入的热蒸汽还未将所携带的热量充分的传到给油藏内深部原油，整体热传递并不充分;而当关井时间过长后，造成注入蒸汽热量的散失，不能很好地维持油藏温度，不利于有效地提高地层温度和降低原油黏度。

3.3 井底蒸汽干度

为分析注入地层蒸汽干度对注采效果的影响，设定井底蒸汽干度为0、0.2、0.4、0.6、0.8，通过数值模拟分析注采周期内产油量见图6所示。模拟表明，蒸汽干度越大，周期产油量越高，其原因为在同样的注蒸汽条件下，蒸汽干度越高，蒸汽中热焓值越高，注入地层后能更好地对原油进行热量传导。但如果想要实现很高的蒸汽干度，则需要加大设备投入，提高了相应的成本，目前海上作业过程蒸汽发生器的井口蒸汽干度能达到0.8。

3.4 蒸汽温度

为分析注入地层蒸汽温度对注采开发效果的影响，设定250、280、310、340、370 ℃作为一个注采周期内注气温度，数值模拟研究表明，随着蒸汽温度的升高，周期内产油量逐渐增大（图7）。其原因为注入蒸汽温度越高，能更加有效地提升油藏温度，同时较高的蒸汽温度也提高了蒸汽注入地层后的压力，不仅使地层原油黏度降低较大，相比还提升了油藏的气驱压力，因此在尽可能的情况下，适当地提高注入蒸汽的温度，能更好地提升注采效果。

3.5 采液速度

为分析注入蒸汽关井后开井采液速度对注采效果的影响，通过设定开井采液速度为50、100、150、200、250 m³·d^-1，數值研究结果表明，随着开井设定产液量的增加，产油量先增大后降低，而含水率逐渐增大且后期增幅较大（图8）。反映出较大的产液量将会促进地层水的采出，且由于水的黏度远远小于原油，造成了水相流度比的增大，较大的产液量不利于原油的产出，因此，建议控制开井产液量。

4 结论

通过论证渤海某油田明化镇组稠油油藏各项地层参数满足稠油油藏准蒸汽开采各项指标，在此基础上基于地质研究成果建立了油藏数值模拟模型，并开展了数值模拟研究，用于分析不同注采参数对注蒸汽开发效果的影响，进而确定最佳的注采参数如下：注蒸汽速度350 m³·d^-1、关井时间6 d、井底蒸汽干度0.8、蒸汽温度370 ℃、采液速度150 m³·d^-1。

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