渤海稠油多元熱流體多輪次吞吐開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

王 磊　鄭 偉　余華杰　劉新光　湯 婧　李 娜

(中海油研究總院， 北京 100028)

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渤海稠油多元熱流體多輪次吞吐開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

王 磊鄭 偉余華杰劉新光湯 婧李 娜

(中海油研究總院， 北京 100028)

采用流溫法和米采油指數(shù)法綜合評(píng)價(jià)渤海N油田多元熱流體熱采井有效期。結(jié)合熱采井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，采用統(tǒng)計(jì)法分別進(jìn)行同層位冷熱采井開(kāi)發(fā)效果對(duì)比和第一、二輪次開(kāi)發(fā)效果對(duì)比。在有效期內(nèi)，熱采井產(chǎn)能整體優(yōu)于冷采井，是冷采產(chǎn)能的1.5～2.0倍；第二輪次開(kāi)發(fā)中的氣竄、地層能量虧空等問(wèn)題導(dǎo)致開(kāi)發(fā)效果較差，單井產(chǎn)能僅達(dá)到第一輪次開(kāi)發(fā)的70%。

熱采； 多元熱流體； 多輪次吞吐； 氣竄

多元熱流體技術(shù)是一項(xiàng)蒸汽(或熱水)與氣體復(fù)合吞吐開(kāi)采的技術(shù)。其原理是，將工業(yè)柴油、原油或天然氣等燃料在高壓燃燒室內(nèi)與高壓空氣混合燃燒，再經(jīng)加熱注水，形成由蒸汽、CO2及N2組成的多元熱流體，最終實(shí)現(xiàn)熱降黏、氣體降黏及增能保壓[1-3]。目前，我們對(duì)渤海地層原油黏度在350 mPa·s以上的稠油多采用傳統(tǒng)的天然能量和注水方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)，采油速度和采收率較低，經(jīng)濟(jì)效益差。本次研究將針對(duì)渤海N油田進(jìn)行多元熱流體技術(shù)試驗(yàn)，探索此類稠油的有效開(kāi)發(fā)技術(shù)，以促進(jìn)油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)海上稠油高效開(kāi)發(fā)水平的突破。

1　研究區(qū)油藏地質(zhì)特征

N油田位于渤海中部海域石臼坨凸起西部，是一個(gè)由半背斜、復(fù)雜斷塊、南北斜坡帶3種圏閉類型組成的北東走向復(fù)式鼻狀構(gòu)造。根據(jù)油田儲(chǔ)層的發(fā)育特點(diǎn)、構(gòu)造特點(diǎn)及流體性質(zhì)分布特點(diǎn)，將油田分為北區(qū)和南區(qū)。南區(qū)為目標(biāo)區(qū)塊，已探明儲(chǔ)量主要分布于3個(gè)主力砂體NmO5、NmO9、NmI1+2。南區(qū)下段儲(chǔ)層具高孔、高滲的特征，孔隙度主要分布于28%～44%，平均孔隙度為35.0%；滲透率為100×10-3～5 000×10-3μm2，平均滲透率為 4 245×10-3μm2。南區(qū)原油中蠟的含量為1.53%～8.10%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)的含量為19.81%～50.30%，硫的含量為0.287%～0.508%。南區(qū)地面原油密度(20 ℃常溫下)為0.964～0.978 gcm3，地層原油黏度為700～1 500 mPa·s，屬于Ⅰ-2類普通稠油[4-5]。

2　熱采井開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

N油田南區(qū)于2005年9月開(kāi)始投產(chǎn)，采用天然能量常規(guī)冷采方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)。受到地層原油黏度的影響，油井開(kāi)發(fā)中存在冷采井產(chǎn)能低、含水上升快等問(wèn)題。常規(guī)冷采開(kāi)發(fā)的單井產(chǎn)能和采收率，均未能滿足海上油田高速、高效開(kāi)發(fā)的要求[6-10]。多元熱流體技術(shù)主要是通過(guò)熱流體所攜帶的熱焓來(lái)降低原油黏度，改善油水流度比，而一同注入的N2和CO2所釋放的熱量有限。為了改善開(kāi)發(fā)效果、提高單井產(chǎn)能和采收率，自2010年起實(shí)施了多元熱流體吞吐規(guī)?；療岵砷_(kāi)發(fā)，油井產(chǎn)能由冷采開(kāi)發(fā)的200 m3d上升至550 m3d。截至2015年7月底，南區(qū)共有15口油井實(shí)施了多元熱流體吞吐熱采，其中6口井因管柱斷裂、出砂等問(wèn)題而長(zhǎng)期停產(chǎn)。

2.1熱采井有效期

熱采井有效期直接影響多元熱流體技術(shù)增油量的計(jì)算及熱采井開(kāi)發(fā)效果的評(píng)價(jià)，也是判斷熱采井是否可以進(jìn)入下一輪次的關(guān)鍵指標(biāo)。根據(jù)單井實(shí)際動(dòng)態(tài)資料，可采用流溫法和米采油指數(shù)法來(lái)綜合確定熱采井有效期。流溫法的確定標(biāo)準(zhǔn)是，當(dāng)熱采井流溫下降至比前一輪次末期溫度高3 ℃以上時(shí)，即確定為熱采井有效期。米采油指數(shù)法的確定標(biāo)準(zhǔn)是，當(dāng)熱采井米采油指數(shù)下降到同層位相鄰冷采井米采油指數(shù)平均值時(shí)，即確定為熱采井有效期。流溫法和米采油指數(shù)法都是取平均值作為熱采井有效期。以N3H井第一輪次開(kāi)發(fā)為例，確定熱采井有效期(見(jiàn)圖1)。同層位相鄰冷采井N1M井底溫度折算到N3H井底垂深后，地層溫度為51 ℃，而參考溫度為54 ℃，且N1M米采油指數(shù)取平均值2.0 m3(d·MPa·m)，當(dāng)N3H實(shí)際流溫與米采油指數(shù)降低至參考值時(shí)，即確定為熱采井有效期。

利用流溫法及米采油指數(shù)法對(duì)N油田熱采井第一、二輪次開(kāi)發(fā)有效期進(jìn)行評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)N油田熱采井有效期隨著注熱輪次的增加而急劇縮短。其中，第一輪次開(kāi)發(fā)中熱采井有效期平均為298 d，第二輪次開(kāi)發(fā)中熱采井有效期平均僅243 d。目前部分單井開(kāi)展第二輪次開(kāi)發(fā)的時(shí)間已達(dá)1a以上，必須盡快轉(zhuǎn)入下一輪次開(kāi)發(fā)。

圖1　流溫法及米采油指數(shù)法確定熱采井有效期示意曲線

2.2冷熱采井開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

為了定量評(píng)價(jià)熱采開(kāi)發(fā)效果，對(duì)同時(shí)期同井注熱前后及同層位相鄰位置開(kāi)發(fā)效果進(jìn)行對(duì)比，相關(guān)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。采用熱采開(kāi)發(fā)方式時(shí)，N6H井的高峰產(chǎn)能是冷采方式高峰產(chǎn)能的2.2倍，第1月平均產(chǎn)能是冷采方式下平均產(chǎn)能的2.0倍。

對(duì)比同層位的N8M井和N12M井，前者采用熱采方式，后者采用冷采方式。第一輪次中，N8M井的高峰產(chǎn)能為N12M井的1.3倍；N8M井第1月和第1年平均產(chǎn)能均是N12M井對(duì)應(yīng)平均產(chǎn)能的1.5倍；N8M井第1年累計(jì)產(chǎn)油為N12M井的1.4倍。第二輪次中， N8M井高峰產(chǎn)能為N12M井的2.6倍；第1月平均產(chǎn)能為N12M井的2.0倍，第1年平均產(chǎn)能為N12M井的1.7倍；第1年累計(jì)產(chǎn)油為N12M井的1.6倍。綜合對(duì)比，在第一輪次開(kāi)發(fā)和第二輪次開(kāi)發(fā)中，熱采井產(chǎn)能均為冷采井產(chǎn)能的 1.5～2.0倍，熱采開(kāi)發(fā)效果明顯優(yōu)于冷采開(kāi)發(fā)效果。

2.3第一、二輪次開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

(1)產(chǎn)能對(duì)比。統(tǒng)計(jì)了N油田南區(qū)開(kāi)發(fā)中熱采井第一輪次(9井次)開(kāi)發(fā)和第二輪次(6井次)開(kāi)發(fā)的產(chǎn)能情況，相關(guān)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。第一輪次開(kāi)發(fā)中，單井初期產(chǎn)能為62 m3d，第1年累計(jì)產(chǎn)油為1.7×104m3；第二輪次開(kāi)發(fā)中，單井初期產(chǎn)能為49 m3d，第1年累計(jì)產(chǎn)油為1.3×104m3。對(duì)比可知，第二輪次開(kāi)發(fā)產(chǎn)能僅達(dá)到第一輪次開(kāi)發(fā)產(chǎn)能的70% ～ 80%，開(kāi)發(fā)效果稍差。

表1　南區(qū)第一、第二輪次開(kāi)發(fā)冷熱采井產(chǎn)能對(duì)比

(2)增油量對(duì)比。熱采井某輪次增油量，指的是有效期內(nèi)實(shí)施穩(wěn)產(chǎn)措施后熱采井的累計(jì)產(chǎn)油與實(shí)施穩(wěn)產(chǎn)措施前的累計(jì)產(chǎn)油之差。確定熱采井增油量是多元熱流體技術(shù)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)和經(jīng)濟(jì)效益分析的重要環(huán)節(jié)。實(shí)施穩(wěn)產(chǎn)措施前的日產(chǎn)油量，為相鄰冷采井米采與熱采井壓之差和油層厚度的乘積。對(duì)第一、二輪次開(kāi)發(fā)中熱采井增油量指標(biāo)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果見(jiàn)圖2?？梢钥闯?，第一輪次熱采井平均增油量為0.50×104m3，第二輪次熱采井平均增油量為0.31×104m3，增油效果有所降低。

(3) 油汽比對(duì)比。南區(qū)熱采井油汽比隨時(shí)間的延長(zhǎng)而呈直線上升趨勢(shì)。根據(jù)不同時(shí)間段熱采井油汽比統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，可知第一輪次開(kāi)發(fā)中熱采井生產(chǎn)300 d時(shí)油汽比約為5 m3m3，而第二輪次開(kāi)發(fā)中生產(chǎn)300 d時(shí)油汽比約為3.2 m3m3。因此，第二輪次開(kāi)發(fā)油氣比低于第一輪次。

表2　南區(qū)熱采井第一、第二輪次開(kāi)發(fā)產(chǎn)能情況

圖2　南區(qū)熱采井第一、第二輪次開(kāi)發(fā)增油量對(duì)比

3　油田開(kāi)發(fā)面臨的主要問(wèn)題

3.1氣竄

多元熱流體技術(shù)驅(qū)油過(guò)程中，氣竄現(xiàn)象是影響驅(qū)油效果及降低采收率的重要原因。氣竄量的上升將導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)熱采井電機(jī)溫度上升，欠載停泵，進(jìn)而影響產(chǎn)量。南區(qū)在經(jīng)歷了第一輪次開(kāi)發(fā)的吞吐高速采油后，井組間開(kāi)始出現(xiàn)不同程度的氣竄現(xiàn)象；轉(zhuǎn)入第二輪次開(kāi)發(fā)后，出現(xiàn)氣竄的次數(shù)高達(dá)15井次，沿主流河道方向已形成氣竄通道，嚴(yán)重影響到正常生產(chǎn)。對(duì)氣竄發(fā)生井與注入井的間距及氣竄持續(xù)時(shí)間的關(guān)系進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)在目前海上多元熱流體設(shè)備能力(日注氣量為81 000 m3)下，N2與CO2體積比為 5.7 時(shí)，氣竄速度高達(dá)40.5 md。其中，氣竄發(fā)生井與注入井的距離為200 m時(shí)，氣竄時(shí)間為5 d；距離400 m時(shí)，氣竄時(shí)間為20 d。

面對(duì)南區(qū)日益嚴(yán)重的氣竄現(xiàn)象，亟待研發(fā)高溫泡沫、溫敏可逆凝膠來(lái)調(diào)堵氣竄通帶，并同時(shí)采用多井同注方式，以預(yù)防非凝析氣沿著氣竄通道突進(jìn)。

3.2井控儲(chǔ)量

第二輪多元熱流體吞吐過(guò)程中，單井產(chǎn)能低，遞減速度快，且有效期內(nèi)單井累計(jì)產(chǎn)油僅為第1周期的70%。統(tǒng)計(jì)南區(qū)熱采井井控儲(chǔ)量，發(fā)現(xiàn)地層厚度為6～8 m，平均單井井控儲(chǔ)量約21.8×104m3。截至2015年5月底，平均單井累計(jì)產(chǎn)油3×104～ 4×104m3，部分單井采出程度已高達(dá)24%，地層虧空嚴(yán)重。

在此建議，增大周期注入量，采用低效井轉(zhuǎn)注或蒸汽驅(qū)等方式及時(shí)補(bǔ)充地層能量。

4　結(jié)　語(yǔ)

(1)N油田熱采井多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)中，第一輪次開(kāi)發(fā)的熱采井有效期為298 d，而第二輪次開(kāi)發(fā)的熱采井有效期為243 d，必須盡快轉(zhuǎn)入第三輪次。

(2)綜合對(duì)比同期、同井注熱前后及同層位相鄰位置在冷、熱采井方式下的開(kāi)發(fā)效果，發(fā)現(xiàn)多元熱流體開(kāi)發(fā)效果整體優(yōu)于冷采方式，第一輪次和第二輪次開(kāi)發(fā)的熱采井產(chǎn)能均是冷采井產(chǎn)能的1.5～2.0 倍。

(3)第二輪次開(kāi)發(fā)中，單井初期產(chǎn)能為49 m3d，第1年累計(jì)產(chǎn)油1.3×104m3，增油量0.31×104m3，油汽比為3.2 m3m3。受氣竄和地層能量虧空等因素影響，第二輪次開(kāi)發(fā)整體效果較差，其產(chǎn)能僅達(dá)到第一輪次開(kāi)發(fā)熱采井產(chǎn)能的70%。

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Thermal Recovery Effectiveness Evaluation of Multi-Thermal Fluid Stimulation in Bohai Heavy Oilfield

WANG LeiZHENG WeiYU HuajieLIU XinguangTANG JingLI Na

(CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

The integrated evaluation method had been first adopted to evaluate validity of multi-thermal fluid of Bohai N oilfield by using bottom hole temperature and productivity index data, and based on the actual dynamic data of thermal production, the statistical method had been adopted to compare development effectiveness the production of thermal recovery well and adjacent normal production well in the same layer and thermal effectiveness between the first cycle and the second one. The results show that oil production of thermal well are 1.5 to 2 times as normal production well. By comparison with the first and second cycles, development effectiveness of the second cycle is worse due to gas migration and energy depletion, the valid period and production of thermal well is 0.7 times as the first cycle.

thermal recovery; multi-thermal fluid; multi-cycle; gas migration

2015-11-26

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“海上稠油熱采技術(shù)”(2011ZX05024-005);中海石油(中國(guó))有限公司綜合科研項(xiàng)目“海上稠油熱采開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)方法及關(guān)鍵技術(shù)研究”(2013-YXZHKY-013)

王磊(1988 — )，男，碩士，工程師，研究方向?yàn)槌碛蜔岵伞?/p>

TE345

A

1673-1980(2016)04-0029-04