渤海稠油多元熱流體吞吐技術(shù)研究

劉光成

(海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100027 中海石油( 中國) 有限公司天津分公司，天津300452)

渤海稠油儲量占渤海原油總儲量的70%以上，目前多采用冷采開發(fā)方式，其中地層黏度小于350mPa·s的稠油主要通過水驅(qū)和化學驅(qū)，而地層黏度大于350mPa·s的稠油主要通過天然能量和水驅(qū)[1-3]，采油速度和采收率偏低，經(jīng)濟效益和開發(fā)效果較差，因此探索該類稠油的有效開發(fā)技術(shù)，進一步優(yōu)化海上稠油開發(fā)模式，對整個渤海油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)具有重要作用。

熱力采油作為提高稠油采收率的有效手段之一日益受到重視[4]，海上稠油開發(fā)由于受層系、鉆完井、環(huán)境、水源及操作成本等因素制約，陸地相對成熟的熱采技術(shù)對海上油田不能完全適用。針對海上稠油開發(fā)的生產(chǎn)實際，中海油天津分公司自2008年始在渤海油田進行了16井次的多元熱流體吞吐技術(shù)的探索與試驗，實現(xiàn)了海上稠油高效開發(fā)的突破[5]。下面筆者對渤海稠油物性、多元熱流體采油機理、注采參數(shù)數(shù)模優(yōu)化及熱采工藝進行了研究，并總結(jié)了多元熱流體吞吐技術(shù)在渤海油田的礦場試驗效果。

1 渤海油田稠油物性

圖1 渤海稠油黏溫特性

1.1 渤海稠油的熱特性

1)黏溫特性 稠油黏度隨溫度變化十分敏感，通常油層溫度每升高10℃，其黏度會降低一半，正是此敏感性才使熱采得以廣泛應用。油藏黏度50～350mPa·s、350～10000mPa·s及大于10000mPa·s的渤海稠油黏溫特性(見圖1)表明，普通稠油和特稠油的溫度拐點基本在50～70℃之間，即在油藏溫度升溫時對稠油黏度的影響顯著，對熱力采油有利。

2)蒸餾特性 稠油受熱后重質(zhì)組分仍保持為液相，而輕質(zhì)組分可分離為氣相隨蒸汽采出。

3)熱膨脹性 油層溫度升高，油、水及巖石受熱膨脹(如溫度增加200℃時，稠油體積將增加20%)將產(chǎn)生不可忽視的驅(qū)油作用，其中稠油熱膨脹系數(shù)最大，約是水的3倍多，是巖石的10倍。

4)熱裂解性 稠油中重質(zhì)組分在溫度升高到一定值時將會裂解成焦炭和輕質(zhì)組分(輕質(zhì)油和氣體)，輕質(zhì)組分有利于改善地下稠油的流動性。

1.2 渤海稠油的流變特性

原油具有剪切變稀的非牛頓流體特性，稠油尤為顯著，但是在達到牛頓流體轉(zhuǎn)化溫度(對于稠油來說，存在著一個臨界溫度點TC)時，稠油剪切變稀的非牛頓流體特性會改變。當溫度高于TC時，稠油流變行為表現(xiàn)牛頓流體的流變特性；當溫度低于TC時，稠油流變行為表現(xiàn)非牛頓流體的流變特性，存在著一定的屈服值τ0，即流體剛剛開始流動時的最小剪切應力值。屈服應力值的大小直接反映稠油在該溫度下由形變到流動時的一個條件，當流體經(jīng)受的剪切應力小于τ0時，流體只發(fā)生有限塑性形變而不能流動，只有當流體經(jīng)受的剪切應力τ0時，流體才能發(fā)生連續(xù)的無限形變即流動。在較低溫度下，屈服值隨溫度的降低而急劇增加，使稠油在地下或井筒無法流動，不能正常生產(chǎn)。因此，從稠油的黏溫關(guān)系及屈服值與溫度的關(guān)系考慮，注熱溫度和干度高的熱流體，確保地層和井筒保持更高的溫度，對稠油開采更加重要。

2 多元熱流體吞吐采油機理

基于南堡35-2油田稠油性質(zhì)及油藏物性，通過數(shù)值模擬和室內(nèi)試驗分析了多元熱流體吞吐采油機理，主要包括降黏、增能保壓和協(xié)同增產(chǎn)機理。

2.1 降黏

稠油黏度具有較明顯的溫度敏感性，溫度由油藏溫度升至120℃，其黏度降低了90%以上，熱降黏對改善稠油流動性是非常有效的。二氧化碳和氮氣對稠油的降黏作用，飽和二氧化碳可使稠油黏度降低50%～80%，飽和氮氣可使稠油黏度降低10%～25%。

2.2 增能保壓

多元熱流體中的氣體一方面可降低蒸汽的分壓，提高蒸汽的干度；另一方面可形成微小氣泡，吸附在孔隙中，增大了蒸汽主流線上的流動阻力，迫使蒸汽波及未波及區(qū)域。與注蒸汽相比，注熱多元熱流體可明顯增大加熱腔體積。同時該氣體可在油藏上部捕集，能有效抑制蒸汽攜帶熱量向上滲透，減緩熱損失，同時上部氣體還具有明顯的增壓和向下驅(qū)替作用，利于將更多的加熱稠油驅(qū)替至生產(chǎn)井采出。

多元熱流體中含有大量低潛熱和低熱導率的氮氣，可降低蒸汽露點，使蒸汽換熱速度減慢，降低蒸汽熱損失，有利于提高蒸汽熱波及效率。同時具有明顯的增壓作用，在形成氣腔時，氣腔內(nèi)平均壓力可增加0.2～2.0MPa，增壓效果明顯，且對低壓油藏(<5MPa)的增壓效果更為明顯，增加了地層彈性能量和驅(qū)油動力。不同組分的增壓貢獻大小為：氮氣>蒸汽>二氧化碳。

2.3 協(xié)同增產(chǎn)

多元熱流體還具有改變相滲透率與潤濕性、保持回采過程中的驅(qū)動作用、提高井筒附近地層滲流能力、產(chǎn)生原油熱膨脹驅(qū)動力及降低賈敏效應等作用；多元流體(蒸汽、氮氣和二氧化碳)對稠油吞吐開采具有明顯的協(xié)同增產(chǎn)作用，由物模實驗得出多元流體增產(chǎn)油量是蒸汽吞吐與氣體吞吐增產(chǎn)油量之和的1.6倍。這些都有利于提高稠油采收率。

3 多元熱流體注采參數(shù)數(shù)模優(yōu)化

基于南堡35-2油田實際油藏模型，利用CMG軟件Stars模塊和多元熱流體油藏數(shù)值模擬方法優(yōu)化各注采參數(shù)，并分析各參數(shù)對開發(fā)效果的影響程度，在方案設(shè)計時可對敏感參數(shù)進行重點優(yōu)化。

3.1 注熱溫度

注熱溫度直接反映多元熱流體攜帶熱量的多少，熱流體注熱過程中經(jīng)井筒進入油層，沿程熱損失使得井底注熱溫度小于井口溫度，此處優(yōu)化的注熱溫度為井底溫度，井底溫度與采收率關(guān)系見圖2。

由圖2看出，注熱溫度越高，采收率越大，但隨著注熱溫度的不斷升高，采收率增加幅度變小，繼續(xù)升高注熱溫度對開發(fā)效果的影響不大，優(yōu)化注熱溫度為240℃。

表1 不同水平段長度的累積采出程度

3.2 水平段長度

考慮了水平段長度150m、250m、350m的情形，隨著水平段長度增加累積凈采出程度增加(見表1)。綜合考慮，選取水平段長度為250m。

3.3 注熱速度

為保證熱量盡可能多的加熱油層，注熱速度應越快越好，但實際注熱速度還應考慮設(shè)備注熱能力、油層吸水能力和井筒工藝等因素，圖3優(yōu)化了水平井段長度為250m時的注熱速度。對應較高采出程度和較小熱損失時的注熱速度為日注熱量300t，若水平井段加長，則注熱速度可相應提高。

圖2 注熱溫度對多元熱流體吞吐效果的影響 圖3 注熱速度優(yōu)化曲線

3.4 周期注熱量

周期注熱量的大小也反映了注熱油層的多元熱流體攜帶的熱量多少。注熱油藏的熱量一部分用于直接加熱稠油，使黏度降低，改善其流動性；另一部分加熱了底層、蓋層和隔夾層，熱量損失。如何兼顧二者找到一個平衡點的注熱量，是該參數(shù)優(yōu)化的主要原因。在優(yōu)化合理周期注熱量時主要觀察周期產(chǎn)油量和周期換油率，由圖4看出，水平井段長250m、注熱溫度240℃，采出程度較高和油汽比較高的周期注熱量是3500t左右，綜合考慮推薦現(xiàn)場周期注熱量在4000～6000t。

圖4 周期注入量優(yōu)化曲線 圖5 燜井時間優(yōu)化曲線

3.5 燜井時間

燜井時間長短影響油層加熱范圍和熱利用率，而合理的燜井時間又與油層導熱能力和注熱熱流體總量有關(guān)，圖5模擬計算了不同燜井時間對應的加熱范圍和增油量。水平井段長250m、注熱溫度240℃，周期注熱量6000t，燜井時間在4～5d時，油層加熱體積最大，增油量最多；燜井時間過長，向頂?shù)咨w層散失的熱量增多，增油量反而降低，因此建議最佳燜井時間不超過5d。

3.6 油井產(chǎn)液量

對于熱力采油，要“快注”，同時在不出砂情況下，還要“趁熱快采”，提高熱利用率，數(shù)模優(yōu)選結(jié)果見圖6。當產(chǎn)液量為90m3/d時，采出程度較高，熱損失也較小，因此控制水平井產(chǎn)液量約90m3/d。

圖6 油井產(chǎn)液量優(yōu)化曲線

3.7 正交試驗設(shè)計與分析

試驗所需的數(shù)值模擬模型參數(shù)見表2，結(jié)合國內(nèi)外注采參數(shù)研究現(xiàn)狀，確定優(yōu)化參數(shù)為水平段長度、注熱溫度、注熱量、注熱速度、產(chǎn)液速度及燜井時間6種因素，每種因素設(shè)計3種水平，選用L18(37)型正交表，不考慮因素間交互作用。通過建立數(shù)值模擬機理模型，對設(shè)計方案進行模擬計算，預測各方案累產(chǎn)油量結(jié)果見表3。

表2 正交試驗數(shù)值模擬模型地質(zhì)參數(shù)表

為了增強對比性，筆者運用不同手段對數(shù)據(jù)進行分析。

1)試驗結(jié)果直觀分析法 對綜合指標均值Ki及各指標均值極差R進行極差分析(見表3)，極差越大，表示該因素變化對試驗結(jié)果的影響越大，各參數(shù)對累產(chǎn)油量敏感性大小依次為：水平段長度>注熱量>注熱溫度>產(chǎn)液速度>注熱速度>燜井時間。

表3 注采參數(shù)優(yōu)化方案設(shè)計及極差分析結(jié)果

2)試驗結(jié)果方差分析法 利用F分布表確定F的臨界值，通過對比各因素F值與臨界F值，判定各因素對評價指標的影響是否顯著(見表4)：大于以0.05做為檢驗水平的臨界值時影響非常顯著，記為“**”；大于以0.1做為檢驗水平而小于以0.05做為檢驗水平的臨界值時影響顯著，記為“*”；小于以0.1做為檢驗水平的臨界值時影響不顯著，記為“空白”，進而確定影響評價指標的主次順序，各注熱參數(shù)對累產(chǎn)油量敏感性大小依次為：水平段長度>注熱溫度>注熱量>產(chǎn)液速度>注熱速度>燜井時間，與直觀分析法所得結(jié)果基本一致。

表4 水平井注采參數(shù)多因素優(yōu)化方差分析結(jié)果表

4 礦場試驗

自2008年起至2013年12月，多元熱流體吞吐技術(shù)在南堡35-2油田南區(qū)已完成礦場試驗16井次，截至2014年1月31日累產(chǎn)油超過20×104m3，單井最高累產(chǎn)油達3.8×104m3，其中熱采井單井平均日產(chǎn)油44.0m3，相比冷采井單井平均日產(chǎn)油18.5m3，熱采井單井平均產(chǎn)能提高了1倍以上。隨著稠油熱采的規(guī)模推進，發(fā)展了以LIFTBOAT多功能支持平臺為熱采作業(yè)主體的模式，實現(xiàn)了鉆井和注熱作業(yè)同步開展的目標，且拖二型和拖三型多元熱流體注熱裝備同時作業(yè)多口井，提高了作業(yè)時效。在規(guī)模化熱采階段，B36m井和B33h井的礦場試驗效果如下：B36m井于2011年10月29日至11月20日采用拖二型多元熱流體發(fā)生器進行注熱作業(yè)，累計注水3450t，累計注多元熱流體5183t，環(huán)空累計注氮15.6×104m3，燜井3d；該井于2011年11月23日至12月23日自噴生產(chǎn)，自噴期間最大日產(chǎn)液90m3，最大日產(chǎn)油81m3，累計產(chǎn)液1385m3，累計產(chǎn)油1146 m3，累計產(chǎn)氣191551 m3，2012年1月3日采用電泵生產(chǎn)。2013年11月5日至12月3日該井進行二輪注熱，12月6日至12月29日自噴生產(chǎn)，高峰日產(chǎn)油55m3，累計產(chǎn)油623m3，2014年1月6日采用電泵生產(chǎn)。截至2014年1月31日，該井日產(chǎn)液59m3，日產(chǎn)油48m3，累計產(chǎn)液13845m3，累計產(chǎn)油10002m3，累計產(chǎn)氣470059m3。B33h井于2011年11月18日至12月7日采用拖三型多元熱流體發(fā)生器進行注熱作業(yè)，累計注水2950t，累計注多元熱流體4442t，環(huán)空累計注氮9.2×104m3，燜井3d。該井于2011年12月11日至2012年1月21日自噴生產(chǎn)，自噴期間最大日產(chǎn)液106m3，最大日產(chǎn)油97m3，累計產(chǎn)液3058m3，累計產(chǎn)油2614m3，累計產(chǎn)氣195269m3，2012年2月1日采用電泵生產(chǎn)。截至2014年1月31日，該井日產(chǎn)液44m3，日產(chǎn)油38m3，累計產(chǎn)液11736m3，累計產(chǎn)油9678m3，累計產(chǎn)氣310442m3。

5 結(jié)論

1)多元熱流體吞吐技術(shù)礦場試驗16井次，已取得了明顯的增產(chǎn)效果，該技術(shù)的成功應用對整個渤海油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)具有重要作用，對渤海稠油儲量的解放具有戰(zhàn)略意義。

2)多元熱流體吞吐工藝的成功實施，為渤海稠油高效經(jīng)濟開發(fā)開辟了一種新模式和提供了寶貴經(jīng)驗。

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