辽河油田超稠油蒸汽驱技术界限研究与应用

2022-05-09赵洪岩葛明曦

特种油气藏 2022年2期

赵洪岩，葛明曦，张鸿

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

0 引言

辽河油田曙一区超稠油是辽河油田稠油的重要产能贡献区，探明石油地质储量为1.86×108t，占辽河油田稠油储量的18.5%，年产油量为280×104t/a，约占辽河油田稠油年产量的45%。超稠油的黏度远超出蒸汽驱筛选标准，需要突破几项关键的技术界限，才能成功实现蒸汽驱，但相关文献鲜有系统研究。国外成功蒸汽驱案例中原油黏度均小于1.0×104mPa·s，转蒸汽驱前不需加热即可实现有效驱替，而超稠油的黏度大于5.0×104mPa·s，若不充分加热则注采井间的冷油不能有效流动，影响举升和汽腔的扩展。因此，运用物理模拟、数值模拟等手段，对超稠油蒸汽驱启动温度界限、极限产量、最小油层厚度、最大产液量、最低注汽量等技术界限进行了研究，并以此为依据指导蒸汽驱整体部署。

1 区块概况

曙一区构造上位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡中段，含油目的层为新生界下第三系沙河街组兴隆台油层和上第三系馆陶组馆陶油层，平面上分布在杜84、杜229、杜813、杜212、杜80等区块中，油藏埋深为550～1 150 m，油层温度下脱气原油黏度为5.8×104～23.2×104mPa·s。自1996年超稠油蒸汽吞吐试采获得成功后，各开发单元陆续投入蒸汽吞吐开发，目前平均吞吐15.7个周期，采出程度达到32.2%，周期油汽比由高峰期0.68降至接近经济极限0.21。2005年开始进行提高采收率技术攻关与探索，先后开展了SAGD试验和蒸汽驱试验，均取得了成功[1-12]。SAGD率先由试验进入工业化，预计采收率可达65.0%，而蒸汽驱仍停留在试验阶段，如杜229块，主要是由于超稠油蒸汽驱的技术界限尚未确定。

2 超稠油蒸汽驱启动温度界限

蒸汽驱筛选标准中，原油黏度上限值为1.0×104mPa·s，而超稠油黏度超过5.0×104mPa·s，不满足蒸汽驱要求。由于原油黏度随温度升高而降低，当达到一定温度时，原油黏度可降至界限值以下，从而满足蒸汽驱要求，该温度称为启动温度。采用黏温曲线法、单管驱替法综合确定超稠油蒸汽驱的启动温度界限。

1.1 黏温曲线法

稠油属于黏塑性非牛顿流体，对温度有较强的敏感性，超过拐点温度可实现由黏塑性流体向拟塑性流体的转变，从而实现流动，即拐点温度为超稠油蒸汽驱的启动温度。根据杜229块和杜84块的实测黏温数据(图1)，利用稠油拐点温度测算方法[13]，得到曙一区超稠油拐点温度计算公式：

图1 杜229块和杜84块黏温图版Fig.1 The viscosity-temperature chart of Du 229 block and Du 84 block

T0=17.56lgμo-6.77

(1)

式中：T0为原油拐点温度，℃；μo为50 ℃地面脱气原油黏度，mPa·s。

利用式(1)求得曙一区各区块超稠油拐点温度(表1)。由表1可知，曙一区超稠油拐点温度为78.7～87.4 ℃。

表1 黏温曲线法确定的各区块拐点温度Table 1 The inflection point temperature of each block determined by the viscosity-temperature curve method

1.2 单管驱替法

采用Φ2.54 cm×50 cm一维填砂管模型，测定杜84块超稠油在80.0、100.0、120.0、150.0 ℃下压力梯度随时间变化曲线(图2)。由图2可知：当温度为80.0 ℃时，压力梯度陡升，达到最大值时保持不变，表明流体未发生流动，无法驱替；当温度为100.0 ℃时，压力梯度缓慢上升，达到最大值时保持不变，表明流体发生黏弹性变形，可驱替但流动不畅；当温度为120.0、150.0 ℃时，压力梯度先升高后小幅降低，表明流体可以流动，实现有效驱替。因此，杜84块蒸汽驱启动温度为100.0 ℃。

图2 不同温度下杜84块单管驱替模型压力梯度Fig.2 The pressure gradient of single-tube displacement model of Du84 block at different temperatures

对于未进行单管驱替实验的超稠油区块，可以借助小尺度数值模拟技术实现模拟驱替过程，从而确定蒸汽驱启动温度。小尺度数值模拟的原理为：以一组已完成的单管驱替实验为基础，建立与该实验尺寸完全一致的数值模型，并拟合驱替实验的物理过程，当模拟的压力梯度与实验压力梯度吻合时，小尺度数值模拟预测过程即代表实验过程，其压力梯度缓慢升高时所对应的温度即为启动温度。在此基础上，正交设计不同渗透率与原油黏度比值下的蒸汽驱数值模型，其与启动温度关系见图3。随比值逐渐减小，蒸汽驱启动温度不断升高，回归公式为：

图3 不同α下启动温度变化(α=K/μo)Fig.3 The changes of threshold temperature under different K/μo

T启动=20.16-17.14ln(K/μo)

(2)

式中：T启动为蒸汽驱启动温度，℃；K为油层渗透率，mD。

根据各区块原油黏度和渗透率，按式(2)计算出各区块的启动温度(表2)。由表2可知，各区块的启动温度为80.1～100.1 ℃，略高于黏温曲线法确定的拐点温度。

表2 单管驱替法确定的各区块启动温度Table 2 The threshold temperature of each block determined by single-tube displacement method

对比黏温曲线法及单管驱替法可知，单管驱替实验模拟了蒸汽在多孔介质下的驱替过程，符合渗流原理，因此，确定启动温度时应以单管驱替实验法为主。此前，在杜229块所开展的超稠油蒸汽驱先导试验取得了成功，采出程度已达57.5%。该试验是在蒸汽吞吐14个周期、油藏温度升至80.0 ℃时开展的，与表2中的启动温度一致，验证了单管驱替实验法的正确性。

2 超稠油蒸汽驱操作界限

2.1 经济极限产油量及油层厚度下限

蒸汽驱的投入较大，而超稠油的油价相对较低，需要确定经济极限产量及厚度下限作为部署依据。

2.1.1 经济极限产油量

按照投入产出法计算最低产油量。当投入产出平衡即经济效益为0时，所得到的产油量即为经济极限产油量：

(3)

式中：Qmin为经济极限产油量，104t；Cfon为新增钻井及地面投资，104元；Po为油价，元/t；Ro为原油商品率；Taxo为综合税率；Cvo为操作成本，104元。

按照曙一区现有井网及转蒸汽驱时新增钻井、锅炉投资，考虑操作成本与油价的正相关性[14]，计算出当油价为2 248 元/t时，经济极限产油量界限为2.5×104t。

2.1.2 蒸汽驱油层厚度下限

利用表2中的油藏参数，分别建立不同区块在70 m井距反九点井网条件下的单井组数值模型，蒸汽驱采收率为55%～65%，以瞬时油汽比0.10作为结束条件，预测不同厚度下各区块累计产油量(图4，经济极限产油量为2.5×104t)。由图4可知，在油价为2 248 元/t时，曙一区油层厚度下限需要达到14～18 m。若油价发生变化，则油层厚度下限可适当放宽。

图4 不同区块不同厚度下蒸汽驱累计产油量与油层厚度关系Fig.4 The correlation between the cumulative oil production and reservoir thicknesses in in different blocks.

2.2 单井注采能力

单井最大采液能力及最低注汽速度是设计蒸汽驱井网的重要依据。单井注采能力之比与井网注采井数比密切相关，可以根据注采比例关系来确定井网形式：注采能力相近，选择注采井数比为1的五点井网；注入能力是采液能力的2倍，选择注采井数比为2的反七点井网；注入能力是采液能力的3倍，选择注采井数比为3的反九点井网。如果注采能力计算不当，将导致井网设计不合理，导致蒸汽驱失败。

2.2.1 单井最大采液能力

蒸汽驱过程中单井最大采液能力一般可通过先导试验或者蒸汽吞吐试采结果、数值模拟结果确定。在没有先导试验的区块，可利用式(4)进行类比确定。

Qlmax=JhΔp

(4)

式中：Qlmax为单井最大采液量，m3/d；J为比采液指数，m3/(MPa·d·m)；h为油层厚度，m；Δp为生产压差，MPa。

根据杜229块蒸汽驱先导试验结果，单位厚度下的比采液指数为0.89 m3/(MPa·d·m)，生产压差为2 MPa。其他区块可利用与杜229块产出液黏度之比来确定其比采液指数，再根据区块的油层厚度计算其最大采液量(表3)。

表3 不同区块单井最大采液能力计算结果Table 3 The calculation results of the maximum fluid production capacity of a single well in different blocks

2.2.2 单井最低注汽能力

以井底蒸汽干度大于50%为约束条件确定单井最低注汽能力。在目前隔热工艺水平下，井底蒸汽干度为：

(5)

式中：Xi为井底蒸汽干度；X为井口蒸汽干度；Q′为每米井筒热损失，kJ/(h·m)；L为井深，m；qis为冷水当量的注汽速度，kg/h；Hwv为汽化潜热，kJ/kg。

井口蒸汽干度一般为75%，曙一区兴隆台油层各区块的油层埋藏深度为750～950 m，若确保井底蒸汽干度大于50%，则最低注汽速度应为110～140 t/d。

3 曙一区超稠油蒸汽驱整体优化部署

利用前文总结的技术界限，对曙一区超稠油蒸汽驱进行整体部署。依据油层厚度下限确定汽驱层段及部署范围，依据注采能力设计井网井距。

3.1 驱替层系与井网井距优化

3.1.1 驱替层系组合

按照蒸汽驱的厚度界限及产量界限，在具备一定隔层及净总比条件下，重新划分驱替层系。曙一区兴隆台油层为层状超稠油油藏，油层厚度普遍较大，隔层稳定，可组合为1～3套驱替层系(表4)。

表4 曙一区兴隆台油层蒸汽驱层系划分结果Table 4 The division results of steam flooding strata in Xinglongtai formation of Shu-1 block

3.1.2 井网井距优化

利用蒸汽驱优化设计新方法[15-23]，计算出各区块蒸汽驱过程中单井注汽能力与单井最大产液能力的倍数关系为2.5～2.7倍，接近反九点井网的注采井数比3，因此，可采用反九点井网。根据蒸汽驱井距计算公式，计算出井距应为68～80 m。

(6)

式中：D为井距，m；n为注采井数比，反九点井网取3；ql为单井产液量，m3/d；Qis为单位油藏体积注汽速率[15]，取蒸汽驱界限值180 m3/(d·m·km2)；ho为平均油层厚度，m；FA为井网面积系数，反九点井网取4；RPI为井组采注比，取蒸汽驱界限值1.2。

所计算的井网井距与实际的70 m井距正方形井网较为接近，因此，可直接将现有井网改造为反九点井网，减少新钻井工作量。对于直井井网间的加密水平井，蒸汽驱过程中可用于辅助提液或作为监测井。

3.2 部署结果

根据曙一区地质特征，对曙一区超稠油蒸汽驱按照1～3套层系、70 m井距反九点井网进行部署，在兴Ⅱ～Ⅴ油层组整体部署蒸汽驱井组436个，覆盖石油地质储量占兴Ⅱ～Ⅴ油层组总储量的67%。目前，蒸汽驱已在曙一区各区块陆续实施，截至2021年6月，在杜80、杜84、杜229块分别实施了4、4、20个汽驱井组。其中，杜80、杜84块处于蒸汽驱初期的热连通阶段，杜229块作为早期实施的试验已处于蒸汽驱后期，采出程度达到67.8%，年油汽比为0.17。预计曙一区超稠油全部实施蒸汽驱后，最终采收率将达到62.1%，可保持10 a百万吨级年产油量。