海上多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)規(guī)律研究

黃穎輝，劉 東，羅義科

(1.中海油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452;2.中海油烏干達(dá)有限公司，北京 100010)

引 言

渤海灣某稠油油田南區(qū)地層原油黏度為450～950 mPa·s，是世界上迄今為止開發(fā)的原油黏度最高的海上稠油油田。油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段，儲(chǔ)層為河流相沉積砂體，具有高孔、高滲及非均質(zhì)性較強(qiáng)的特征。該區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜，油藏類型眾多，以巖性－構(gòu)造復(fù)合油藏為主，區(qū)塊內(nèi)的主力砂體邊、底水相對(duì)較為發(fā)育，水體倍數(shù)為3～5倍。南區(qū)于2005年9月投產(chǎn)，利用天然能量開發(fā)，表現(xiàn)出海上特稠油油田典型的“三低特征”［1］:①單井產(chǎn)能低，定向井初期產(chǎn)能僅為18 m3/d，水平井初期產(chǎn)能平均僅為35 m3/d;②采油速度低，高峰采油速度僅為0.3%;③采收率低，預(yù)測(cè)常規(guī)開發(fā)采收率僅為4.2%。這樣的開發(fā)效果無(wú)法滿足海上油田高速、高效開發(fā)的需要，必須提高單井產(chǎn)能，從而提高采油速度和最終采收率，改善稠油開發(fā)效果。

自然條件下，油藏溫度一般較低，稠油在孔隙介質(zhì)中流動(dòng)困難，甚至不流動(dòng)，因此稠油開采必須滿足一個(gè)基本條件，即在油層條件下能使稠油連續(xù)流入井底［2］。根據(jù)目前稠油熱采技術(shù)的前沿研究［3－5］，結(jié)合海上小型化熱采設(shè)備研究的新突破，從2008年開始，分階段開展了多元熱流體吞吐改善海上稠油熱采開發(fā)效果的先導(dǎo)試驗(yàn)。以第1口先導(dǎo)試驗(yàn)井——B1H井為基礎(chǔ)進(jìn)行研究，為下一步多元熱流體吞吐方案整體優(yōu)化提供實(shí)踐依據(jù)。

1 多元熱流體吞吐熱采機(jī)理

陸地油田用的蒸汽發(fā)生器體積龐大，海上由于平臺(tái)空間的限制，需要小型化的熱采設(shè)備。多元熱流體的發(fā)生裝置占用體積小，主要是利用航天火箭發(fā)動(dòng)機(jī)的燃燒噴射，燃油與空氣混合燃燒后產(chǎn)生高溫高壓的煙道氣，將水加熱汽化，形成N2、CO2、水蒸氣、熱水等組分的高壓多元熱流體混合物。多元熱流體的熱采機(jī)理非常復(fù)雜，煙道氣中的N2和CO2可與蒸汽產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)。一般認(rèn)為，多元熱流體同時(shí)具有加熱和氣體溶解降黏、氣體增壓、氣體擴(kuò)大加熱范圍、氣體減小熱損失、氣體輔助原油重力驅(qū)等機(jī)理［6－7］。加熱降黏是多元熱流體的主要機(jī)理，渤海灣某稠油油田的原油對(duì)溫度相當(dāng)敏感，當(dāng)溫度由50℃提高至90℃時(shí)，原油黏度從1 950 mPa·s下降至152 mPa·s，黏度降低近13倍。

2 先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)規(guī)律研究

2.1 先導(dǎo)試驗(yàn)井概述

B1H井為海上稠油熱采的第1口先導(dǎo)試驗(yàn)井，生產(chǎn)層位為NmO 5砂體，油層厚度為7 m，水平段長(zhǎng)度為187 m。該井于2010年1月12日開始注熱，井口注入溫度為255℃，累計(jì)注入熱流體總量為6 400 t，注入時(shí)間為23 d。悶井3 d后，進(jìn)行自噴生產(chǎn)。放噴階段共生產(chǎn)21 d，累計(jì)產(chǎn)油1 102 m3，累計(jì)產(chǎn)水1 163 m3。隨后轉(zhuǎn)入電泵生產(chǎn)，截至2010年12月底，該井累計(jì)產(chǎn)油1.5×104m3，累計(jì)產(chǎn)液2.1×104m3。

2.2 生產(chǎn)階段劃分及特點(diǎn)

蒸汽吞吐是在該井內(nèi)完成注汽和生產(chǎn)，因此原油受熱降黏和采出主要集中在井點(diǎn)附近，流動(dòng)阻力小，因此采油速度高。隨著蒸汽吞吐生產(chǎn)的進(jìn)行，彈性能量不斷被消耗，其開發(fā)階段可以分為吐水、高產(chǎn)、遞減以及低產(chǎn)等4個(gè)階段(圖1)［8］。

圖1 某稠油油田B1H井采油曲線

2.2.1 吐水階段

該井放噴53 h后，井口見液，進(jìn)入吐水生產(chǎn)階段。吐水階段主要回采出近井地帶的高溫?zé)崃黧w，井口溫度為76℃，生產(chǎn)11 d，含水從100%下降到53%。該階段具有供液能力強(qiáng)、含水下降快、井口溫度較高的特點(diǎn)。

2.2.2 高產(chǎn)階段

隨著近井地帶水的采出，含水率逐步下降，日產(chǎn)油增加，井筒附近被加熱的原油陸續(xù)被采出，進(jìn)入高產(chǎn)階段。此時(shí)為含水28%的時(shí)候，日產(chǎn)液為178 m3/d，日產(chǎn)油為 127 m3/d。

2.2.3 遞減階段

由于該井注入溫度較低，后期遞減速度快，僅生產(chǎn)9 d，自噴階段結(jié)束，轉(zhuǎn)入電泵生產(chǎn)階段。轉(zhuǎn)入電泵生產(chǎn)后，隨著油藏彈性能量的消耗，逐漸在距離井筒較遠(yuǎn)、溫度較低的油層部位產(chǎn)油。受油層降溫降壓的雙重影響，該階段井口溫度和含水雖然有所下降，但下降幅度不大，平均日產(chǎn)油為63 m3/d。該階段動(dòng)液面下降明顯，供油能力減小，實(shí)際生產(chǎn)主要靠不斷增加生產(chǎn)壓差來(lái)維持較高的產(chǎn)油量。

2.2.4 低產(chǎn)階段

隨著熱量的不斷消耗，溫度變低，在低產(chǎn)階段日產(chǎn)油能力持續(xù)在較低水平，平均日產(chǎn)油為45 m3/d。該階段可根據(jù)單井的蒸汽吞吐周期累計(jì)產(chǎn)油、累計(jì)汽油比等參數(shù)，考慮適時(shí)轉(zhuǎn)入下一周期蒸汽吞吐。

2.3 產(chǎn)量遞減規(guī)律研究

由于海上先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)時(shí)間不長(zhǎng)，未進(jìn)行多周期吞吐試驗(yàn)，主要研究單井周期內(nèi)的產(chǎn)量遞減規(guī)律。多元熱流體注入過(guò)程，也是對(duì)單井保壓增能的過(guò)程，因此，其初期產(chǎn)能高，采油速度大，但隨著地層能量的消耗，其產(chǎn)量下降，采油速度降低。多元熱流體吞吐周期內(nèi)遞減符合指數(shù)遞減規(guī)律(圖2)，月遞減率為5.04%。初期產(chǎn)能遞減大，后期產(chǎn)能遞減小。

圖2 某稠油油田B1H井遞減規(guī)律

2.4 含水變化規(guī)律

初期排液階段含水高，但是含水下降較快，含水率從100%下降到最低值10%，所需時(shí)間為15 d左右。吐水期平均含水為83%，高產(chǎn)期和遞減期平均含水為13%。

2.5 產(chǎn)能評(píng)價(jià)

B1H井冷采產(chǎn)能為38 m3/d，熱采峰值日產(chǎn)油為127 m3/d，自噴階段平均日產(chǎn)油為61 m3/d，下泵階段平均日產(chǎn)油為51 m3/d(圖3)，其熱采產(chǎn)能分別為常規(guī)冷采產(chǎn)能的3.3、1.6、1.3倍?？梢钥闯?，多元熱流體可以大幅度提高單井產(chǎn)能，提高開發(fā)效果。

圖3 B1H先導(dǎo)試驗(yàn)井產(chǎn)能對(duì)比圖

2.6 合理生產(chǎn)壓差的確定

在對(duì)B1H井進(jìn)行歷史擬合的基礎(chǔ)上，研究了不同工作制度對(duì)開發(fā)效果的影響(圖4)。從圖4可以看出，隨著生產(chǎn)壓差不斷增加，其累計(jì)產(chǎn)油也有所增加。當(dāng)生產(chǎn)壓差由2 MPa提高至3 MPa，累計(jì)產(chǎn)油增加明顯，生產(chǎn)壓差由3 MPa提高至4 MPa，累計(jì)產(chǎn)油只有小幅度增加，因此最優(yōu)的生產(chǎn)壓差為3～4 MPa。

圖4 某稠油油田B1H井生產(chǎn)壓差優(yōu)化

對(duì)于多元熱流體吞吐井來(lái)說(shuō)，不同地質(zhì)條件的井合理生產(chǎn)壓差不同。對(duì)于受邊、底水影響較小的油井，適度放大生產(chǎn)壓差，可以一定程度上提高開發(fā)效果。但是，對(duì)于距離邊、底水較近的井，蒸汽吞吐過(guò)程中受水侵作用影響，需要適度限制生產(chǎn)壓差，以防止邊、底水推進(jìn)過(guò)快，油井含水上升快，影響蒸汽吞吐效果。

3 結(jié)論

(1)渤海灣稠油油田進(jìn)行的多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)開創(chuàng)了國(guó)內(nèi)外海上稠油熱采的先例。礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，多元熱流體能大幅度提高單井產(chǎn)能，熱采產(chǎn)能是常規(guī)開采產(chǎn)能的1.5～3.0倍。

(2)多元熱流體吞吐可劃分為吐水、高產(chǎn)、遞減和低產(chǎn)4個(gè)階段。吐水階段主要回采出近井地帶的高溫?zé)崃黧w，高產(chǎn)階段主要采出井筒附近被加熱的原油。

(3)多元熱流體吞吐周期內(nèi)遞減符合指數(shù)遞減規(guī)律，月遞減率為5%，初期遞減大，后期遞減小。

(4)不同地質(zhì)條件的井合理生產(chǎn)壓差不同。對(duì)于離邊、底水較遠(yuǎn)的油井，可適度放大生產(chǎn)壓差。但是，對(duì)于距離邊、底水較近的井，要適度限制生產(chǎn)壓差。數(shù)模研究表明，B1H井最優(yōu)的生產(chǎn)壓差為3～4 MPa。

［1］黃穎輝，劉東，張風(fēng)義.南堡35－2南區(qū)特稠油油田弱凝膠提高采收率探討［J］.石油地質(zhì)與工程，2012，26(2):122－124.

［2］夏洪權(quán)，李輝，劉翎，等.稠油拐點(diǎn)溫度測(cè)算方法研究［J］. 特種油氣藏，2006，13(6):49 －54.

［3］劉文章.特稠油、超稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)模式綜述［J］.特種油氣藏，1998，5(3):1 －7.

［4］于連東.世界稠油資源的分布及其開采技術(shù)的現(xiàn)狀與展望［J］.特種油氣藏，2001，8(2):98－103.

［5］劉文章.普通稠油油藏二次熱采開發(fā)模式綜述［J］.特種油氣藏，1998，5(2):1 －7.

［6］李峰，張鳳山，丁建民，等.稠油吞吐井注煙道氣提高采收率技術(shù)試驗(yàn)［J］.石油鉆采工藝，2001，23(1):67－68.

［7］付美龍，熊帆，張鳳山，等.杜84塊CO2、N2和煙道氣吞吐采油數(shù)模研究［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2008，30(5):328－337.

［8］李獻(xiàn)民，白增杰，等.單家寺熱采稠油油藏［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1997:96－120.