稠油油藏多元熱流體驅(qū)提高采收率研究

祁成祥，楊兵，李敬松，馮祥，鄭偉

（1.中海石油國(guó)際有限公司，北京100010；2.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津300450；3.中海油研究總院，北京100027）

稠油油藏多元熱流體驅(qū)提高采收率研究

祁成祥1，楊兵2，李敬松2，馮祥2，鄭偉3

（1.中海石油國(guó)際有限公司，北京100010；2.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津300450；3.中海油研究總院，北京100027）

稠油油藏多元熱流體吞吐后期受地層壓力下降、邊水突進(jìn)等影響，周期產(chǎn)量遞減快，繼續(xù)吞吐開采提高采收率幅度有限。為研究多元熱流體吞吐后期進(jìn)一步提高采收率的有效開發(fā)方式，針對(duì)多元熱流體的主要組成（蒸汽、氮?dú)?、二氧化碳），系統(tǒng)分析了多元熱流體驅(qū)油機(jī)理，以我國(guó)渤海N油田為對(duì)象原型，通過數(shù)值模擬分析了多元熱流體驅(qū)油藏適應(yīng)性，優(yōu)化了多元熱流體驅(qū)工藝參數(shù)。結(jié)果表明，多元熱流體驅(qū)替開發(fā)可在吞吐開發(fā)基礎(chǔ)上提高采出程度14.13%，對(duì)同類稠油油藏大幅度提高采收率具有指導(dǎo)意義。

稠油；多元熱流體驅(qū)；適應(yīng)性；提高采收率；參數(shù)優(yōu)化

我國(guó)海上稠油資源豐富，截至2012年，渤海稠油儲(chǔ)量占到了已發(fā)現(xiàn)石油總儲(chǔ)量的85%，其中地下黏度大于350 mPa·s的普通稠油探明儲(chǔ)量達(dá)5.08億噸，如果能夠得到高效開發(fā)，必將成為我國(guó)海上石油的重要產(chǎn)量接替。然而常規(guī)注水開發(fā)難以有效動(dòng)用，開采效果較差[1-2]。以渤海N油田為例，常規(guī)冷采開發(fā)預(yù)測(cè)采收率僅為4.3%。為改善開發(fā)效果，提高采收率，2008年N油田投入多元熱流體吞吐開發(fā)，取得了顯著的效果，但隨著吞吐開采的進(jìn)行，油藏壓力下降、邊水突進(jìn)等問題逐漸顯現(xiàn)，周期產(chǎn)量遞減快。如何進(jìn)一步改善區(qū)塊的開發(fā)效果、提高最終采收率是該油田面臨的首要問題。

熱采吞吐開采過程中，由于注入流體的作用范圍有限，多輪次吞吐后井間仍然存在大量尚未動(dòng)用的剩余油，根據(jù)以往研究及稠油油藏開發(fā)實(shí)踐，熱采吞吐后期需轉(zhuǎn)入驅(qū)替開發(fā)以進(jìn)一步改善儲(chǔ)層動(dòng)用狀況，提高最終采收率。為此，本文以渤海N油田為研究對(duì)象，從多元熱流體驅(qū)油機(jī)理、油藏適應(yīng)性及工藝參數(shù)等方面，針對(duì)多元熱流體驅(qū)提高采收率技術(shù)進(jìn)行了系統(tǒng)研究。

1 多元熱流體驅(qū)油機(jī)理

多元熱流體由蒸汽、二氧化碳和氮?dú)饨M成。常規(guī)蒸汽驅(qū)開采稠油的主要增產(chǎn)機(jī)理有原油加熱降黏作用、熱膨脹作用、蒸汽蒸餾作用及改善油相滲透率等。由于二氧化碳和氮?dú)獾拇嬖?，多元熱流體驅(qū)除具有上述增油機(jī)理外，還包括以下6個(gè)方面[3-5]。

1）降黏作用。高溫高壓的蒸汽攜帶有大量潛熱，可提高油層的溫度，改變地層原油的物性，降低原油黏度，使原油流度增加，從而改善原油流動(dòng)性能；多元熱流體中含有一定量的二氧化碳和氮?dú)?，注入的二氧化碳在稠油中發(fā)生溶解作用，當(dāng)二氧化碳溶于稠油中后，由于羧化作用，油分子間的引力降低，減少了流體間流動(dòng)時(shí)的內(nèi)摩擦力，因而稠油的黏度得到有效的降低；而氮?dú)饽茉诘貙又行纬晌馀?，從而油、氣、水三相形成似乳狀液的流體，降低原油黏度，提高驅(qū)油效率。

2）溶解膨脹作用。二氧化碳溶于稠油之后，會(huì)使稠油體積膨脹，大量室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，原油中充分溶解二氧化碳，可使原油體積膨脹10%～40%，其結(jié)果不僅增加了原油的內(nèi)動(dòng)能，而且也可大幅度降低原油流動(dòng)過程中的毛管阻力和流動(dòng)阻力，從而提高原油的流動(dòng)能力。多元熱流體中含有大量氮?dú)?，氮?dú)獾呐R界壓縮系數(shù)較大（0.291），高壓下注入的氣體在油井降壓開采過程中迅速膨脹，為油井生產(chǎn)提供了驅(qū)油動(dòng)力。

3）保壓作用。熱蒸汽與氮?dú)饣熳⒊浞掷昧说獨(dú)怛?qū)油時(shí)彈性能量大的特性，可彌補(bǔ)由蒸汽冷凝所減小的壓力，從而保持地層壓力。

4）重力分異作用。由于氣體的相對(duì)密度遠(yuǎn)小于原油和水，因而在多元熱流體驅(qū)替過程中，必然會(huì)發(fā)生氣水分離，大量的氮?dú)獬灿谟蛯禹敳?，將加熱的原油向下?qū)替至采油井采出。

5）增強(qiáng)巖石的滲流能力。二氧化碳溶于地層水中可形成碳酸，使巖石中方解石、白云石等礦物成分被溶蝕，使得礦物顆粒間孔隙變大，增強(qiáng)巖石的滲流能力。

6）利用賈敏效應(yīng)，提高波及系數(shù)，降低殘余油飽和度。氮?dú)馀c蒸汽混合注入，氮?dú)庠趦?chǔ)集層中產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，堵塞狹窄的孔隙喉道，從而調(diào)整注氣剖面，使氣體向周圍均勻波及，使原來呈束縛狀態(tài)的原油成為可動(dòng)油，從而降低殘余油飽和度。

2 多元熱流體驅(qū)油藏適應(yīng)性研究

與陸地稠油油田相比，海上稠油油田井距大，埋藏深，且多為水平井開發(fā)，照搬陸地稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)模式不可行。為探索海上稠油油藏多元熱流體驅(qū)替開發(fā)適應(yīng)性，以目前正在進(jìn)行熱采開發(fā)的渤海N油田為原型進(jìn)行研究。該油田主要含油層系為明化鎮(zhèn)下段，油層厚度6～10 m，孔隙度為24%～45%，滲透率在（50～5 000）×10－3μm2。地面原油密度為0.939～0.966 g/cm3，地面脫氣原油黏度為1 654～3 893 mPa·s，油藏具有多個(gè)油水系統(tǒng)，邊水不甚活躍。地層壓力系數(shù)為1.0，地層溫度56℃，屬正常溫壓系統(tǒng)。根據(jù)N油田油藏特征，建立理論數(shù)值模擬模型，對(duì)油藏埋深、油層厚度、凈總厚度比、滲透率等參數(shù)進(jìn)行了技術(shù)界限分析。

2.1 油藏埋深

油藏埋深是影響多元熱流體驅(qū)效果的重要因素，油藏埋深越大，注入流體需要更多的時(shí)間到達(dá)油層，在此過程中就會(huì)消耗大量的熱能，熱利用率則大大降低。從油藏埋深對(duì)累積油汽比的影響曲線可以看出：油藏埋深從900 m增加到1 300 m，相對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量逐漸降低。當(dāng)油藏深度超過1 380 m后，油汽比低于極限油汽比0.12（圖1），因此，經(jīng)濟(jì)極限油藏埋深為1 380 m。

圖1 稠油油藏埋深與多元熱流體驅(qū)累積油汽比的關(guān)系Fig.1Relation of buried depth of heavy oil reservoir and cumulative oil/gas ratio of multi-component thermal fluid displacement

2.2 油層厚度

熱采開發(fā)過程中，油層有效厚度越大，注入蒸汽向頂?shù)讓拥臒嵘⑹г缴?，熱利用率越高。從油層厚度?duì)累積油汽比的影響曲線看出，油層厚度越大，轉(zhuǎn)驅(qū)階段累積油汽比越高，開采效果越好。油層厚度從6 m增加到15 m，相對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量增加，累積油汽比增大。當(dāng)油藏厚度低于5.8 m時(shí)，油汽比低于極限油汽比0.12（圖2），經(jīng)濟(jì)極限油藏厚度約為6 m。

圖2 稠油油藏油層厚度與多元熱流體驅(qū)累積油汽比的關(guān)系Fig.2Relation of thickness of heavy oil reservoir and cumulative oil/gas ratio of multi-component thermal fluid displacement

2.3 凈總厚度比

稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)過程中，除注熱過程中沿井筒的熱損失外，蒸汽進(jìn)入油層后向頂?shù)咨w層的熱損失也不容忽視。根據(jù)熱采開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，對(duì)于油層厚度大、凈總比大的油藏，注入蒸汽熱利用率高，開發(fā)效果優(yōu)于油層厚度小、凈總比小的油藏。從油層凈總比對(duì)累積油汽比影響曲線看出，隨著油層凈總比的增加，采出程度升高，從累積產(chǎn)油量和累積油汽比對(duì)比曲線可以看出，油層凈總比從0.5增加到1.0，相對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量增加，累積油汽比增大，開發(fā)效果越來越好。當(dāng)凈總比低于0.47后，油汽比開始低于極限油汽比0.12（圖3）。因此，經(jīng)濟(jì)極限凈總比為0.47。

圖3 稠油油藏凈總比與多元熱流體驅(qū)累積油汽比的關(guān)系Fig.3Relation of net total ratio of heavy oil reservoir and cumulative oil/gas ratio of multi-component thermal fluid displacement

2.4 地層傾角

地層傾角是影響多元熱流體驅(qū)開發(fā)效果的重要因素，隨著地層傾角的增大，蒸汽超覆增大，多元熱流體驅(qū)效果變差。為了研究地層傾角對(duì)水平井多元熱流體驅(qū)的影響，設(shè)計(jì)了三種不同的注氣井和生產(chǎn)井的相對(duì)位置關(guān)系來模擬地層傾角對(duì)氣驅(qū)效果的影響。注氣井和生產(chǎn)井的相對(duì)位置關(guān)系為：注氣井位于傾斜油層低端、油層是水平的、注氣井位于傾斜油層高端三種情況。

從地層傾角對(duì)累積油汽比的影響曲線可以看出：注氣井位于傾斜油藏的較高一端時(shí)，其采出程度和累產(chǎn)油累積油汽比等指標(biāo)均較高。通過分析可以得知：傾斜油層對(duì)多元熱流體驅(qū)不利。傾角越大，氣體超覆越嚴(yán)重，驅(qū)油效率越低，開發(fā)效果變差。當(dāng)注入井比生產(chǎn)井低8.3°時(shí)，油汽比低于極限油汽比0.12（圖4），因此，經(jīng)濟(jì)極限角度為－8°左右。

圖4 稠油油藏地層傾角與多元熱流體驅(qū)累積油汽比的關(guān)系Fig.4Relation of strata dip of heavy oil reservoir and cumulative oil/gas ratio of multi-component thermal fluid displacement

2.5 油層滲透率

滲透率是儲(chǔ)層滲流能力的表征，滲透率越大，流體在油層中的滲流阻力越小，有利于原油采收率的提高。由累積油汽比隨滲透率的變化曲線可以看出：隨滲透率增大，累積油汽比逐漸增加，增加幅度逐漸平緩。當(dāng)滲透率低于242×10－3μm2時(shí)，油汽比低于極限油汽比0.12（圖5），因此，經(jīng)濟(jì)極限滲透率為242×10－3μm2。

3 多元熱流體驅(qū)工藝參數(shù)優(yōu)化

圖5 稠油油藏滲透率與多元熱流體驅(qū)累積油汽比的關(guān)系Fig.5Relation of permeability of heavy oil reservoir and cumulative oil/gas ratio of multi-component thermal fluid displacement

為了指導(dǎo)多元熱流體驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的實(shí)施，利用數(shù)值模擬技術(shù)針對(duì)多元熱流體驅(qū)工藝參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，具體包括：轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)、注入方式、注入體積、注入強(qiáng)度、采液強(qiáng)度、采注比。利用優(yōu)化結(jié)果，設(shè)計(jì)最優(yōu)方案并對(duì)渤海N油田多元熱流體驅(qū)的開發(fā)效果進(jìn)行了預(yù)測(cè)。

3.1 轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)

轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)對(duì)多元熱流體驅(qū)效果影響非常大，只有在恰當(dāng)?shù)臅r(shí)機(jī)進(jìn)行驅(qū)替開發(fā)才能取得較高的采收率。分別選擇9 MPa、7 MPa、6 MPa、4.5 MPa和3.5 MPa進(jìn)行轉(zhuǎn)驅(qū)效果模擬（圖6）。

圖6 不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)多元熱流體驅(qū)替累積產(chǎn)油量對(duì)比Fig.6Cumulative oil production contrast of different drive transform time of multi-component thermal fluid displacement

由模擬結(jié)果可見，在油藏平均壓力在4.5 MPa～6.0 MPa左右時(shí)進(jìn)行轉(zhuǎn)驅(qū)生產(chǎn)開發(fā)效果最好。轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)過晚，使得多元熱流體驅(qū)階段開發(fā)效果變差，轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)太早，地層壓力高不利于發(fā)揮蒸汽的熱擴(kuò)散作用。

3.2 注入方式

通過數(shù)值模擬分析對(duì)比了連續(xù)多元熱流體驅(qū)和間歇多元熱流體驅(qū)兩種注入方式下的多元熱流體驅(qū)替開發(fā)效果（表1）。由模擬結(jié)果可以看出，相同開發(fā)年限間歇多元熱流體驅(qū)的開發(fā)效果明顯優(yōu)于連續(xù)多元熱流體驅(qū)方式。

表1 不同注入方式多元熱流體驅(qū)累積產(chǎn)油量對(duì)比Table 1Cumulative oil production contrast of different injection methods of multi-component thermal fluid displacement

3.3 段塞大小

針對(duì)間歇注入方式，分別選擇0.01 PV、0.02 PV、0.04 PV、0.06 PV、0.12 PV進(jìn)行段塞大小優(yōu)化設(shè)計(jì)，通過模擬分析，間歇多元熱流體驅(qū)的累積產(chǎn)油量隨段塞大小的增加先增加而后降低，當(dāng)多元熱流體在油藏條件下的段塞體積達(dá)到0.01 PV時(shí)，所對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)油量最大（圖7）。

圖7 不同段塞大小多元熱流體驅(qū)累積產(chǎn)油量對(duì)比Fig.7Cumulative oil production contrast of different slug size of multi-component thermal fluid displacement

3.4 注入強(qiáng)度

針對(duì)間歇注入方式，選擇多元熱流體吞吐至油藏平均壓力低于6 MPa后轉(zhuǎn)間歇多元熱流體驅(qū)開發(fā)，由模擬結(jié)果（表2）可知，注入強(qiáng)度為2.43～3.24 m3/（d·m·ha）時(shí)多元熱流體驅(qū)開發(fā)效果較好。

緬甸素有“七國(guó)之寶”的美稱，還被世界譽(yù)為“寶石之國(guó)”、“黃金之國(guó)”、“玉石之國(guó)”以及“珠珍島”。緬甸地處東南亞，遠(yuǎn)古時(shí)期強(qiáng)烈地質(zhì)活動(dòng)使得它成為了今日的寶石盛產(chǎn)國(guó)。緬甸境內(nèi)礦山眾多、玉石店比比皆是，展示、出口的各類寶石讓人目不暇接。近年來深受熱捧的翡翠、紅寶石中的極品鴿血紅、藍(lán)寶石中的頂級(jí)皇家藍(lán)以及世界上最頂級(jí)的珍珠都來自于緬甸。

3.5 停注時(shí)間

選擇每個(gè)“注入—生產(chǎn)”段塞周期分別為60d、90 d、120 d和180 d，即停注時(shí)間分別為20 d、50 d、80 d和140 d（表3），通過模擬分析可以看出，注入時(shí)間40 d+停80 d累產(chǎn)油量最高，但由于生產(chǎn)年限較長(zhǎng)，建議注入時(shí)間選擇30～40 d，停注時(shí)間選擇為20～30 d。

表2 不同注入強(qiáng)度多元熱流體驅(qū)累積產(chǎn)油量對(duì)比Table 2Cumulative oil production contrast of different injection intensity of multi-component thermal fluid displacement

表3 間歇多元熱流體驅(qū)不同停注周期開采效果對(duì)比Table 3Production effect contrast of different stopped injection cycle of interval multi-component thermal fluid displacement

3.6 采注比

通過數(shù)值模擬對(duì)比分析了不同采注比條件下多元熱流體驅(qū)開發(fā)效果（表4），采注比分別選擇1:1、1.1:1、1.2:1、1.3:1和1.4:1。由結(jié)果可以看出，階段產(chǎn)油量隨采注比的增加而增加，采注比為1.3時(shí)累產(chǎn)油量最大，建議采注比取1.2～1.3。

表4 不同采注比多元熱流體驅(qū)累產(chǎn)油對(duì)比Table 4Cumulative oil production contrast of different production-injection ratio of multi-component thermal fluid displacement

3.7 注入溫度

圖8 注入溫度對(duì)多元熱流體驅(qū)開發(fā)效果的影響Fig.8Influence of injection temperature on the development of multi-component thermal fluid displacement

應(yīng)用上述參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，對(duì)N油田進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算，結(jié)果表明：轉(zhuǎn)多元熱流體驅(qū)開發(fā)采收率可達(dá)35.27%，比多元熱流體吞吐開發(fā)提高14.13%。

4 結(jié)論

1）多元熱流體驅(qū)開采稠油，可在一定程度上解決常規(guī)蒸汽驅(qū)熱損失大、汽驅(qū)波及系數(shù)不高的問題，而且還可提高波及系數(shù)，降低殘余油飽和度，提高巖石的滲流能力，降低稠油黏度，使稠油體積膨脹，維持或恢復(fù)地層壓力。

2）通過研究得出適宜多元熱流體驅(qū)替開發(fā)的油藏界限：埋深不宜超過1 380 m；油層厚度需大于6 m；凈總厚度比大于0.47；油層滲透率應(yīng)大于242×10-3μm2；注入井位于油藏低部位時(shí)，地層傾角應(yīng)小于8°。

3）針對(duì)海上普通稠油油藏，研究得到多元熱流體驅(qū)最佳操作參數(shù)，為現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)提供了指導(dǎo)，對(duì)海上普通稠油油藏進(jìn)一步提高采收率具有借鑒意義。

[1]唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[J].中國(guó)海上油氣，2011，23（3）：185-188.

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（編輯：楊友勝）

Enhanced recovery study of multi-component thermal fluid flood for heavy oil reservoir

Qi Chengxiang1,Yang Bing2,Li Jinsong2,Feng Xiang2and Zheng Wei3
(1.CNOOC International Co.,Ltd.,Beijing 100010,China;2.China Oilfield Services Limited,Tianjin 300450,China; 3.CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China)

On the later stage of MCTF huff and puff,the cycle production of heavy oil reservoir declines quickly due to pressure dropping,water fingering,etc.The improvement of oil recovery is limited.To find the effective method that could improve the oil re?covery after MCTF huff and puff,the mechanism of MCTF flood was fully analyzed according to the main components of MCTF (steam,nitrogen,carbon dioxide).Besides,taking N oil field in Bohai Bay as an example,and through numerical simulation study, the reservoir compatibility for MCTF displacement was analyzed and the parameters were optimized.Result shows that oil recovery can be improved by 14.13%through MCTF displacement compared with MCTF huff and puff,which is helpful to improve the re?covery of similar heavy oil reservoirs.

heavy oil,multi-component thermal fluid(MCTF)displacement,compatibility,enhanced oil recovery,parameter opti?mization

TE 53

A

2014-09-02。

祁成祥（1980—），男，工程師，油藏開發(fā)研究。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”——海上稠油熱采新技術(shù)（2011ZX05024）。