渤海蒸汽吞吐油田产能分析及预测研究

冉兆航

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海稠油蒸汽吞吐规模逐年上升，其中热采产能预测在油田开发中具有重要的意义，经过蒸汽吞吐后，地下原油渗流规律与原始状态下差异较大[1-8]，相比于常规冷采，产能预测更为复杂，行业学者开展了相关研究，现有产能预测方法较多，通过计算蒸汽吞吐加热半径，从而得到了产能解析模型，但解析方法计算较为复杂[9-18]。考虑了启动压力、加热半径等多种因素，以更贴近地下流动的角度来分析产能，但以上方法均属于理论计算，未考虑实际注热状况[19-21]。郑伟等[22]建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型，通过蒸汽吞吐产量倍数进行产量预测，但这种方法是建立在先期冷采、后期热采的条件下进行预测，不适用于油井直接进行蒸汽吞吐的情况。本文以LD2 油田为例，通过分析实际注热参数的影响，并得到比采油指数与注热参数的相关关系，从而应用于后续轮次的产能预测。

1 油田概况

LD2 油田位于渤海海域，作为渤海的首座规模化热采油田，油田范围内平均水深约23.0 m，主要发育馆陶组，平均孔隙度30.3%，平均渗透率2 144.7 mD。油藏主要为受构造控制的块状底水构造油藏，水体倍数约20 倍，呈现中等～大水体特点。馆陶组油藏埋深-1 150～-1 970 m，为中浅层油藏，平均油层厚度为38 m。原油性质表现为重质原油，具有黏度高、胶质沥青质含量高、含蜡量低、含硫量低、凝固点中等的特点。利用探井原油样品，在实验条件为40～280 ℃下进行黏温曲线测定，实验结果认为，该油田稠油对温度具有较强敏感性，黏度变化的拐点温度约56 ℃。基于PVT 取样分析，地层原油黏度为2 908 mPa·s，属于特稠油油藏。油藏开发方式为蒸汽吞吐，设计开展十轮次，部署纯水平井井网进行开发，于2020年底开始正式投产，2021年已完成第一轮次蒸汽吞吐。

2 注热参数影响

国内外学者研究结果表明，蒸汽吞吐的产能主要与渗透率、黏度、注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度等参数有关[9-13]，本文主要从这些方面开展相关研究。在第一轮注蒸汽前，首先利用数值模拟确定最优的注热参数。

2.1 数值模拟预测

数值模拟选用热采模型，采用CMG 模拟器STARS模块进行模拟计算。依据综合地质研究成果，建立了LD2 油田的地质模型。平面网格尺寸为50 m×50 m，纵向上网格尺寸为1 m，网格数约为35 万个。根据储量计算的单元划分，进行流体分区和储量分区，馆陶组相渗曲线取值归一化后的实验相渗曲线，油汽相渗曲线选取200 ℃条件下的油-汽相渗。主要对注汽量、注汽干度、注入速度、注汽温度，结果见图1。

图1 不同注热参数下采出程度变化

注汽量：设计分别为3 000 t、4 000 t、5 000 t、6 000 t四个方案。随着注汽量增加，采出程度呈增大趋势，但当注汽量大于5 000 t 后，采出程度增加幅度减缓。综合考虑见产时间，推荐单轮次内注汽量为5 000 t。

注汽干度：注入的蒸汽干度越高，相同质量蒸汽携带的热量越大，为地层提供的有效热量越多，加热区温度越高。因此注入蒸汽干度越高，降黏效果越好，周期产油量越高。根据研究结果，当注汽干度大于40%之后，增油幅度变缓，考虑目前采出程度低，地层压力较高以及目前注入速度限制，推荐注汽干度高于40%。

注入速度：设计分别为8.0 t/h、10.0 t/h、12.0 t/h、14.0 t/h 四个方案。随着注入速度增加，采出程度呈增大趋势，但当注入速度大于12.0 t/h 后，采出程度增加幅度减缓。为保证井底蒸汽温度和干度，应在设备和注汽压力允许条件下，最大限度的提高注入速度。综合考虑目前注汽设备能力，且第一轮吞吐后近井地层压力已下降，注入速度可以达到12.0 t/h。

注汽温度：根据LD2 油田黏温曲线，原油对温度敏感性强。注汽温度敏感性分析表明，注汽温度越高，近井地带原油加热越充分，加热范围越大，降黏效果越好，周期累产油越高。考虑目前工艺条件、设备能力，推荐井底注汽温度为360 ℃。

2.2 第一轮次实际注汽

实际注蒸汽过程中，注汽参数往往与设计值有一定差异，因此需研究实际注汽参数条件下对油井产能的影响。LD2 油田馆陶组平均生产厚度为38 m，为了便于分析，将油井第一轮次的实际单井产能除以生产厚度及生产压差，从而得到单井的比采油指数，进而开展比采油指数与各个注汽参数的相关性研究。

2.2.1 注汽量 每一轮次内注蒸汽总量是影响投产后产能状况的主要因素之一。LD2 油田已投产10 口井，单井设计的注汽量为5 000 t，而实际注入过程中，有2口井存在注入困难，未达到设计的注汽量，这2 口井投产后，产能低于预期，而其余正常注热井，投产后产能达到正常水平。为进一步分析产能与注汽量的变化规律，绘制了这10 口井第一轮次平均比采油指数与注汽量的关系图，见图2。

图2 第一轮次平均比采油指数与注汽量的关系

由图2 可以看出，这10 口井的第一轮次平均比采油指数与注汽量呈线性关系，相关性较好，蒸汽注入量越多，投产后比采油指数越高。其中2 口井注汽量低于4 000 t，比采油指数小于0.20 m3/（d·MPa·m），注汽量高于5 000 t 以上，比采油指数明显更高，最高可以达到0.60 m3/（d·MPa·m），基于分析结果，第二轮次蒸汽吞吐保证注汽量对于提高产量至关重要。

2.2.2 注汽温度 LD2 油田实际注入过程中，注汽温度在310～370 ℃，绘制10 口井第一轮次平均比采油指数与注汽温度的关系图，见图3。

图3 第一轮次平均比采油指数与注汽温度的关系

由图3 可以看出，平均比采油指数与注汽温度呈线性关系，相关性较好，注汽温度越高，投产后比采油指数越大。其中2 口井注汽温度约310 ℃，比采油指数明显偏低，另外8 口井注汽温度高于350 ℃，比采油指数明显更高，注汽温度上升10 ℃，比采油指数可提高0.10 m3/（d·MPa·m）。

2.2.3 注入速度 钻前设计注入速度为12.0 t/h，但由于该油田为渤海首座规模化热采平台，基于安全注热和摸索注热模式的考虑，实际注汽过程中，注入速度为8.0～11.0 t/h（图4）。

图4 第一轮次平均比采油指数与注入速度的关系

由图4 可以看出，随着蒸汽注入速度的增加，产能越高，相关性较好。注入速度由8 t/h 提高到10 t/h，平均比采油指数可提高0.50 m3/（d·MPa·m）。因此注热过程中，保持较高的注入速度对于产能影响较大，后续第二轮次蒸汽吞吐应该逐步提高注入速度。

2.2.4 注汽干度 注入的蒸汽干度越高，为地层提供的有效热量越多，加热区温度越高，降黏效果越好，周期产油量越高。钻前设计注汽干度大于40%，10 口井实际注汽干度为20%～80%，整体注汽干度达到设计，但有2 口井低于预期（图5）。

图5 第一轮次平均比采油指数与注汽干度的关系

通过分析比采油指数与注汽干度的关系，随着蒸汽注入干度的增加，投产后产能越高。当注汽干度大于40%，比采油指数大于0.30 m3/（d·MPa·m）。

3 产能预测

第一轮次蒸汽吞吐实施过程中，实际注热参数与设计无法完全吻合，产能差异较大。为实现第二轮次的产量预测，采用多元回归方法，得出比采油指数与注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度四个主要影响因素的数学关系式（式1）。

式中：Jo-比采油指数，m3/（d·MPa·m）；K-渗透率，mD；u-地层原油黏度，mPa·s；Q-单轮次注汽量，t；T-注汽温度，℃；V-注入速度，t/h；f-注汽干度，%。

LD2 油田在2022年陆续实施了6 口新井，根据6 口新井的实际注热参数，基于预测公式（1），并按照4.0 MPa 的生产压差进行预测，得到单井日产油为30～95 m3，而实际投产后平均日产油为31～95 m3，预测的日产油与实际投产后的产能吻合程度较高（表1），可快速准确的用于后续轮次的产能预测，实用性较高。

表1 新投产6 口井注汽后日产油对比

4 结论

（1）利用数值模拟，预测LD2 油田蒸汽吞吐第一轮次注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度对采出程度的影响，得到了本油田注汽参数的最优值。

（2）基于第一轮次注热情况，分析了比采油指数与实际注热参数的关系，得到10 口井的平均比采油指数与注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度分别存在较好的线性关系，随着注汽量等注热参数值越高，比采油指数越高。

（3）采用多元线性回归方法，得出比采油指数与渗透率、地层原油黏度、注汽量、注汽温度、注入速度、注汽干度等主要参数的关系式，并按照一定的生产压差用于新投产井的产能预测，结果表明，预测产量与实际生产值吻合程度高，验证了该方法的准确性。本方法的优点在于充分考虑单轮次的实际注热参数，在注热完成后，即可快速用于产能预测，实用性强，应用范围广。