海上多元热流体参数优化及选井原则研究

张启龙 韩耀图 陈 毅 李 进 贾立新 马 帅

1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 海洋石油高效开发国家重点实验室, 天津 300459; 2. 中国地质大学(北京)能源学院, 北京 100083

0 前言

全球的稠油储量约为10 000×108t,是常规原油和天然气总当量的3倍[1-2]。目前渤海油田已获三级稠油储量约25×108t,投入开采稠油油田20余个,稠油的经济、有效开采至关重要。根据稠油黏度的分类标准,渤海油田稠油属于普通黏度稠油,黏度在50～10 000 mPa·s之间,前期以冷采方式为主,随着对原油产量需求的增加,常规冷采已经不能满足对产量的要求,渤海油田在先导性试验取得较好效果的基础上已逐步迈向稠油热采阶段[3-5]。常规的热采方法有蒸汽吞吐、火烧油层、SAGD等[6-8],但这些技术受渤海稠油特性、地层特性、海上平台空间等因素的限制,无法充分发挥增产作用。针对渤海油田稠油黏度适中、平台空间有限、作业成本高等特点,渤海油田尝试了多元热流体吞吐技术,其具有波及范围广、采油速度高、装置占地面积小等特点,其增产机理分为加热降黏、气体溶解降黏、扩大加热腔、补充地层能量4个方面,矿场试验证明该技术能够有效提高稠油的采油率,有望成为渤海大规模开采稠油资源的重要技术手段[9-13]。通过矿场试验发现以下问题:采用统一的注采参数组合,缺少各注采参数的敏感性,无法选取关键注采参数并对其进行优化;随机选取油井进行作业,没有考虑地层因素对增产效果的影响,缺少选井的相关原则。

1 多元热流体吞吐技术

1.1 技术简介

多元热流体开采吞吐技术是采用模块化烟气和蒸汽发生装置见图1，并将产生的烟气和蒸汽同时注入井下,利用蒸汽和混合气体的协同作用采油,其中蒸汽起到常规蒸汽吞吐加热地下稠油、降低井下稠油黏度的作用[14];N2可防止蒸汽热量散失,增大加热波及体积;CO2溶于原油后,可进一步降低原油的黏度并增加原油的流动性,同时也能起到溶解气驱油的作用,提高原油的膨胀能,向地层补充能量[15-18]。其工艺流程与注蒸汽吞吐热采工艺类似,主要分为注入阶段、焖井阶段和开井回采阶段,井口及井下设施与常规注蒸汽吞吐工艺相同,地面注热装备不同。实践证明,多元热流体吞吐技术具有波及范围广、采油速度高等特点,有望替代常规冷采方式,成为海上油田开采稠油的新方法。通过海上的作业实践,不断完善热采配套装备,形成具有海上特色的五大热采配套系统:热力发生器系统、氮气隔热系统、水处理系统、药剂注入系统、废液回收系统等。

图1 多元热流体发生装置示意图Fig.1 Schematic diagram of multiple thermal fluid generator

1.2 技术优化思路

为了将多元热流体吞吐技术的开采效果最大化,在油田开采前利用数值模拟的方法对多元热流体注采参数敏感性、选井原则等内容进行研究,提出一套多元热流体吞吐技术优化方法和思路,见图2。首先根据海上某油田的油藏特性建立油藏模型;利用油藏数值模拟的结果和灰色关联度的数学方法,对注采参数的敏感性进行探索;根据敏感性排序对关键注采参数进行优化,形成最优关键注采参数组合;基于地质因素对开采效果的影响,形成地层选井原则;基于优化结果和选井原则,进行海上多元热流体的现场作业,评估该技术的增产效果。本文基于渤海A稠油油田的地层和流体特性,对多元热流体技术进行了研究,形成一套适用于渤海油田的多元热流体技术优化方法。

图2 多元热流体技术优化研究方法流程图Fig.2 Research method flowchart of multi-element-thermalfluid technology optimization

2 注采参数敏感性分析

2.1 灰色关联度数学方法

灰色关联度分析的方法是通过比较各个因素对结果关联系数大小进行敏感性排序的方法,所谓关联系数就是反应各个因素与结果之间的相互关系和密切程度,两者之间的相关性越大,则该因素对结果的关联系数就越大,该方法能够定量地描述因素对结果的影响程度,其在经济、交通、能源等多个领域都有所应用,并取得较好的应用效果[19-21]。

2.1.1 确定分析序列

Y={Y(k)|k=1,2,Λ,n}

(1)

Xi={Xi(k)|k=1,2,Λ,n},i=1,2,Λ,m

(2)

2.1.2 数据无量纲化处理

为消除各影响因素单位不同对结果带来的影响,对参考序列和比较序列的参数进行无量纲化处理,方法主要有均值化、最大值化、最小值化、初值化等,最常用的还是均值化法,如式(3)、(4)。

(3)

(4)

2.1.3 计算关联度系数

Δi=|y(k)-xi(k)|

(5)

两级最小差:

(6)

两级最小差:

(7)

(8)

2.1.4 灰色关联度计算

(9)

2.1.5 关联度排序

计算完灰色关联度后,根据关系度系数或者灰色关联度进行敏感性排序,数值越大说明因素对结果的关联性越大,根据关联性排序可以选出影响作业效果的主要因素。

2.2 油藏数值模型的建立

进行注采参数对多元热流体开采效果影响规律研究时,由于海上进行现场试验花费巨大,且作业井数有限,而室内模拟实验局限性较大,无法表征整个油藏条件下的实际开采效果,因此利用油藏数值模拟的方法研究注采参数组合对开采效果的影响规律。根据渤海A稠油油田的地层特征和流体性质,结合渤海油田水平井开发的开采模式,利用油藏数值模拟软件建立了贴合实际油藏特性的7组分数值模型,其油藏模型和具体的参数设置见表1。利用该模型,可以计算不同注采参数组合条件下的采油量,评估注采参数对开采效果的影响。

表1 基于渤海A油田的油藏模型参数表

2.3 注采参数的敏感性分析

由于多元热流体的注采参数数目较多,优选出其中6个因素进行研究,其分别为地层压力、注入温度、蒸汽注入强度、复合气体注入强度、注汽速度、焖井时间。按照2.1节的计算步骤,首先确定分析序列,将优选出的6个因素作为比较序列,将数值模拟的周期采油量作为参考序列,采用7×3正交实验设计的方法对模拟方案进行设计,其中，地层压力取值为3、5、10 MPa，注入温度取值为180、240、300 ℃，蒸汽注入强度为10、20、30 m3/m，复合气体注入强度取值为0、1 000、2 000 m3/m，注汽速度取值为100、200、300 m3/d，焖井时间取值为3、5、7 d。总共设计了24组模拟方案,利用2.2节建立的油藏数值模型对24组模拟方案的周期采油量进行计算。

建立完分析序列,结合24组方案的模拟结果,对比较序列的6个注采因素进行灰色关联度计算。由于各个因素和结果的单位不同,利用均值化的方法对各参数进行无量纲化处理;再利用式(4)～(7)计算各个因素的关联系数;利用式(8)计算灰色关联度;最后根据灰色关联系数的大小进行敏感性排序。最终计算得到地层压力、注汽温度、蒸汽注入强度、复合气体注入强度、注汽速度、焖井时间等6个注采参数的灰色关联度分别为0.163、0.181、0.170、0.164、0.157、0.164,因此其敏感性排序为:注入温度>蒸汽注入强度>焖井时间>复合气体注入强度>地层压力>注汽速度。选取前4个因素作为影响多元热流体吞吐效果的关键因素,这与多元热流体的开采机理直接相关:注入温度和蒸汽注入强度直接影响着多元热流体吞吐的加热降黏作用;焖井时间影响着热量和气体的扩散程度,进而对多元热流体吞吐扩大加热腔和补充地层能量作用产生影响;复合气体注入强度则是直接决定着CO2和N2的注入量,影响着多元热流体吞吐的溶解降黏、扩大加热腔和补充地层能量作用。在进行多元热流体吞吐之前,需要通过数值模拟的方法探究关键注采参数对开采效果的影响情况,并对关键注采参数组合进行优化,以保证作业的开采效果。

3 关键参数优化及选井原则

3.1 注采参数优化研究

通过数值模拟的方法研究了关键注采参数对多元热流体吞吐作业效果的影响,见图3。由结果可知:注入温度与开采效果呈正相关,应在设备的允许条件下提高注入温度,本例取最高注入温度300 ℃;注入蒸汽和混合气体量一定的情况下,在参数取值范围内,随着蒸汽强度的增大,开采效果逐渐降低,本例中的最佳注入蒸汽强度为10 m3/m;随着焖井时间的增加,周期采油量呈现先增大后减小的趋势,这是因为焖井时间的增加既会增大气体的扩散程度又会造成温度冷却,因此存在最优焖井时间,本例为5 d;随着复合气体注入强度的增加,开采效果先增大后减小,本例中的最优注气强度为200 m3/m。通过数值模拟,得到了本油田的最优关键参数组合为:注入温度300 ℃,注入蒸汽强度10 m3/m,焖井时间5 d,复合气体注入强度200 m3/m。

a)注入温度对开采效果的影响a)Influence of injection temperature on production effect

b)注汽强度对开采效果的影响b)Influence of steam injection intensity on production effect

c)焖井时间对开采效果的影响c)Influence of well plugging time on production effect

d)复合气体注入强度对开采效果的影响d)Influence of composite gas injection intensity on production effect图3 关键注采参数对开采效果的影响规律图Fig.3 Influence of key injection production parameters on production effect

3.2 选井原则

受控于海上作业成本,盲目选井进行作业易造成经济损失,因此制定合理的选井原则至关重要。在选择进行多元热流体作业的井次时,需要考虑单井的地层因素对开采效果的影响,而地层因素主要包括油藏厚度、水平段长度、渗透率和地层韵律等,本文通过数值模拟的方法,研究了如图4的地层因素对多元热流体开采效果的影响规律,并在此基础上制定了选井原则。由结果可知:油藏厚度与开采效果呈正相关,但当厚度大于10 m后,周期采油量趋于平稳;水平段长度与周期采油量呈接近线性增长关系,因此水平段越长开采效果越好,具体确定水平段长度时,需要考虑钻完井米成本和单位长度增油量,根据经济效益判断最优长度;渗透率越大开采效果越好,但当渗透率大于 3 000×10-3μm2后,周期采油量增加较小;不同地层韵律开采效果排序为正韵律>反韵律>均质,正韵律地层更适合应用多元热流体吞吐作业。因此制定了多元热流体吞吐作业的选井原则:油藏厚度≥10 m,长水平井段,渗透率≥ 3 000×10-3μm2,正韵律地层。

a)油藏厚度对开采效果的影响a)Influence of reservoir thickness on production effect

b)水平段长度对开采效果的影响b)Influence of horizontal section length on production effect

c)渗透率对开采效果的影响c)Influence of permeability on production effect

d)地层韵律对开采效果的影响图d)Influence of stratum rhythm on production effect图4 地层因素对开采效果的影响规律图Fig.4 Influence of formation factors on production effect

3.3 现场应用

根据以上选井原则,结合渤海A油田的实际作业情况,选取了A 1～A 6井进行了多元热流体现场试验,通过对作业后产量与常规冷采产量进行对比,评估多元热流体的开采效果,其中冷采产量为常规冷采配产或相同层位冷采井的实际产量，对比结果见图5。由图5可看出，多元热流体作业的开采效果明显好于常规冷采,其高峰日产油达70～122 t/d,周期产量为43～80 t/d,分别为常规冷采的2～3.3倍和1.2～2.2倍。因此,优化后的多元热流体作业能够大幅提高渤海稠油油田的产量,有望成为渤海未来开采稠油资源的重要技术手段。

图5 作业后与常规冷采井产量对比图Fig.5 Production comparison between post operation andconventional cold production wells

4 结论

1)通过灰色关联度的方法研究了各个注采参数对多元热流体开采效果的敏感性,其敏感性排序为:注入温度>蒸汽注入强度>焖井时间>复合气体注入强度>地层压力>注汽速度。

2)研究了关键注采参数对多元热流体开采效果的影响规律,并优选了渤海A油田的最优注采参数组合为:注入温度300 ℃、注入蒸汽强度10 m3/m、焖井时间5 d、复合气体注入强度200 m3/m。

3)研究了地层参数对多元热流体开采效果的影响规律,以周期采油量为参考标准制定了多元热流体吞吐作业的选井原则:油藏厚度≥10 m、长水平井段、渗透率≥ 3 000×10-3μm2、正韵律地层。

4)基于研究成果,在渤海A油田选取了6口井进行了多元热流体现场试验,其周期产量为常规冷采的1.2～2.2倍,有望成为渤海未来开采稠油资源的重要技术手段。