海上深薄層稠油油田多元熱流體吞吐研究

陳建波

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

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海上深薄層稠油油田多元熱流體吞吐研究

陳建波

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

按照稠油注蒸汽開采篩選標(biāo)準(zhǔn)，很多埋藏深、儲層薄的稠油油藏難以投入注蒸汽開發(fā)。為改善開發(fā)效果，提出多元熱流體(蒸汽、熱水、N2和CO2的高溫混合物)吞吐技術(shù)，利用注入氣體溶解降黏等復(fù)合機理開采原油。通過驅(qū)替實驗研究多元熱流體吞吐有別于蒸汽吞吐的主要作用機理，采用數(shù)模方法對比研究多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐生產(chǎn)規(guī)律和開發(fā)指標(biāo)的異同。研究表明，與常規(guī)蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐周期內(nèi)平均日產(chǎn)油、累計產(chǎn)油、采油速度均提高30%，周期間平均日產(chǎn)油遞減率為蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地質(zhì)儲量壓降幅度僅為蒸汽吞吐的80%。礦場實踐表明，南堡35-2油田南區(qū)注多元熱流體吞吐后，單井高峰日產(chǎn)油可達到127 t/d，平均熱采有效期達到300 d，有效期內(nèi)平均日產(chǎn)油達到50 t/d，為冷采產(chǎn)能的1.6倍，預(yù)測采收率可在冷采基礎(chǔ)上提高8.5個百分點。該研究可為“深、薄、稠”油藏開發(fā)方案設(shè)計提供借鑒。

海上稠油；深薄層；多元熱流體；蒸汽吞吐；水平井；采收率；南堡35-2油田

0 引 言

截至2012年年底，渤海油田探明石油地質(zhì)儲量中有一半是稠油，地層條件下原油黏度超過350 mPa·s的非常規(guī)稠油占探明稠油儲量的近1/3，規(guī)?；咝ч_發(fā)非常規(guī)稠油是渤海油田的主攻方向[1-3]。采用天然能量及水驅(qū)開發(fā)海上非常規(guī)稠油，產(chǎn)能和采收率難以滿足海上油田要求[4-6]。

南堡35-2油田南區(qū)埋藏垂直深度為900～1 300 m，水平井斜深為1 400～2 400 m，主力油層單層厚度為4～6 m，地層條件下原油黏度為450～950 mPa·s，具有“深、薄、稠”的特點。投產(chǎn)初期采用天然能量開發(fā)，水平井投產(chǎn)初期產(chǎn)能為35 t/d，預(yù)測采收率不足5.0%，難以滿足海上油田高速開發(fā)高效的要求。按照國內(nèi)外稠油蒸汽吞吐開采斜深小于1 600 m、油層連續(xù)厚度大于10 m的篩選標(biāo)準(zhǔn)[7]，南堡35-2油田南區(qū)稠油難以投入蒸汽吞吐開發(fā)。為改善開發(fā)效果，在室內(nèi)實驗和數(shù)模研究的基礎(chǔ)上，提出注多元熱流體(蒸汽、熱水、N2和CO2的高溫混合物)吞吐新技術(shù)，在吞吐早期即混注大量的N2和CO2，利用多組分的協(xié)同作用機理開采原油，彌補“深、薄、稠”油藏常規(guī)蒸汽吞吐的不足。

1 作用機理研究

1.1 溶解降黏

多元熱流體吞吐中N2和CO2在較高壓力下可溶解于原油，從而降低原油黏度，提高原油膨脹系數(shù)[8-12]。對稠油樣品進行室內(nèi)實驗，發(fā)現(xiàn)在油藏溫度為56 ℃、飽和壓力為10.2 MPa條件下，CO2的溶解氣油比為45 m3/t，溶解的CO2使原油黏度從464 mPa·s降至 79 mPa·s，降幅約為83%。在溫度為180 ℃，飽和壓力為18.2 MPa條件下，溶解氣油比為40 m3/t，CO2可使稠油黏度從14.1 mPa·s降至7.3 mPa·s，降幅為48%左右。N2的溶解能力不如CO2，降黏能力相對較低，56 ℃時降黏幅度為12%，180 ℃時降黏幅度為6%。

1.2 降低界面張力

油藏中流體間及流體與巖石間界面張力的大小影響流體在巖石孔隙中的分布和滲流。實驗表明，油氣的界面張力比油水之間的界面張力低近70%，有利于提高驅(qū)油效率。

1.3 增大加熱體積作用

在注入相同體積熱水的情況下，多元熱流體吞吐加熱腔是蒸汽吞吐加熱腔的2倍左右。這是因為N2和CO2導(dǎo)熱系數(shù)低，分別為0.01～0.05、0.01～0.25 W/(m·K)，遠遠低于熱水的導(dǎo)熱系數(shù)0.4～0.5 W/(m·K)，且密度比蒸汽輕，注入油層后會向油層上部擴展，降低注入蒸汽在油層頂部的熱損失，同時在一定程度上降低注入蒸汽的超覆，增大波及體積。

1.4 驅(qū)替模擬實驗

采用人造石英砂(?25×150 mm)和實際地層砂2種填砂模型，進行了蒸汽吞吐(呈熱水狀態(tài))、多元熱流體吞吐的驅(qū)替模擬實驗，結(jié)果如表1所示。由表1可知，混注蒸汽和氣體(CO2、N2或CO2+N2)的驅(qū)油效率均高于蒸汽吞吐。200 ℃時，多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐相比提高驅(qū)油效率21.6%～36.3%；140 ℃時，驅(qū)油效率提高1.8%～11.5%。氣體中CO2的含量越高，驅(qū)油效率提高幅度越大。

表1 不同流體一維驅(qū)替的采收率

2 生產(chǎn)規(guī)律對比研究

2.1 模型的建立

以南堡35-2油田南區(qū)稠油為基礎(chǔ)建立水平井單井三維均質(zhì)地質(zhì)模型，選用CMG軟件的STARS 熱采模塊，研究多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐生產(chǎn)規(guī)律。模型采用直角網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格數(shù)量為40×40×5，步長分別為10.0、10.0、1.0 m，邊界為封閉邊界。模型中油藏埋深為1 100 m，原始地層壓力為11 MPa，地層條件下原油黏度為700 mPa·s，油層厚度為5 m，水平井布置于油層中部，水平段長度為200 m。

2.2 開發(fā)規(guī)律研究

分別模擬蒸汽吞吐、多元熱流體吞吐(水蒸氣+12%N2+88%CO2)2種方案，每個方案注水量相同，而多元熱流體吞吐混注N2和CO2氣體3.0×104m3/d?？紤]目前熱采設(shè)備的能力，方案設(shè)計周期注水量為3 000 m3，注入速度為150 m3/d，井底注入溫度為240 ℃。由于井底溫度遠低于地層條件下水蒸氣的飽和溫度，因此，2個方案中注入的蒸汽在井底均呈現(xiàn)為熱水的形式。模型定液生產(chǎn)，模擬吞吐3個周期的開發(fā)效果。研究結(jié)果表明，多元熱流體吞吐日產(chǎn)油高于蒸汽吞吐(圖1)。

圖1 不同注熱介質(zhì)日產(chǎn)油曲線

2.3 吞吐階段開發(fā)指標(biāo)對比

多元熱流體吞吐開發(fā)階段與蒸汽吞吐類似[13]，但開發(fā)規(guī)律和開發(fā)指標(biāo)與蒸汽吞吐有所不同。由于N2和CO2溶解到原油中后可使原油的體積膨脹，增加原油體積的同時，增加了原油的內(nèi)動能，減少了原油流動過程中的毛管阻力和流動阻力。統(tǒng)計蒸汽吞吐和多元熱流體吞吐的主要開發(fā)指標(biāo)(表2)可知，與常規(guī)蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐能改善熱采效果：平均日產(chǎn)油、累計產(chǎn)油、采油速度均提高30%，周期間平均日產(chǎn)油遞減率為蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地質(zhì)儲量壓降幅度僅為蒸汽吞吐的80%。因此，多元熱流體吞吐更符合海上稠油 “高速高效”開發(fā)的需求。

3 礦場先導(dǎo)試驗研究

3.1 多元熱流體吞吐方案整體設(shè)計

以南堡35-2油田南區(qū)稠油為靶區(qū)，開展了熱采整體開發(fā)方案研究，共設(shè)計10口熱采水平井，設(shè)計水平段長度為150～310 m，井距為200～250 m。按照“總體設(shè)計，分布實施”的思路，從2010年開始，在南堡35-2油田南區(qū)進行熱采先導(dǎo)試驗。

表2 注多元熱流體開發(fā)與注蒸汽開發(fā)主要開發(fā)指標(biāo)對比

3.2 多元熱流體礦場注熱參數(shù)

為保障海上稠油熱采的安全進行，同時最大限度地提高熱能利用率，采用了高真空隔熱油管加隔熱襯套，以及改環(huán)空1次注N2為環(huán)空連續(xù)注N2的隔熱措施。目前所有熱采井均已完成第1周期吞吐，吞吐第1周期單井注熱水量為2 000～4 700 m3，平均為3 500 m3，注N2和CO2量為104×104～176×104m3，平均為135×104m3，井口注入溫度為220～270 ℃。目前發(fā)生器產(chǎn)生的氣體中，N2和CO2的體積分?jǐn)?shù)分別為12%和88%，多元熱流體氣水體積比為300～500 m3/m3。

3.3 第1周期吞吐效果評價

熱采有效期是多元熱流體吞吐的重要參數(shù)，是確定熱采周期增油量的基礎(chǔ)。隨著生產(chǎn)的進行，熱量隨著生產(chǎn)液損失，油井比采油指數(shù)下降，當(dāng)熱采的比采油指數(shù)下降為冷采的比采油指數(shù)時，判斷熱采失效。對第1周期吞吐效果進行評價，第1周期平均熱采有效期從120 d到450 d不等，平均為296.5 d，周期累計產(chǎn)油為1.5×104t，單井周期平均日產(chǎn)油為50 t/d，周期產(chǎn)能為冷采的1.6倍。分析發(fā)現(xiàn)，多元熱流體吞吐周期累計產(chǎn)油與熱采有效期成正比，但受地層原油黏度、距離內(nèi)含油邊界距離、油層有效厚度等參數(shù)的影響。根據(jù)影響因素，可以分為3種類型：第1類為邊底水影響井，距離內(nèi)含油邊界200 m以內(nèi)，邊水容易突破，含水率上升快，熱損失大，有效期短(平均為146 d)；第2類為原油黏度大井，地層原油黏度越大、有效厚度越薄，有效期越短(平均為249 d)；第3類為純油區(qū)正常油井，地面脫氣原油黏度為1 400 mPa·s左右，油層有效厚度在6 m以上，平均有效期可達到360 d(表3)。

表3 先導(dǎo)試驗區(qū)多元熱流體吞吐第1周期生產(chǎn)參數(shù)

由于原始地層壓力為10 MPa，第1周期吞吐時注入的多元熱流體在井底干度低，注入的蒸汽在井底呈熱水狀態(tài)。根據(jù)物模實驗研究和數(shù)模研究，提高多元熱流體的干度，增加單位介質(zhì)的攜熱量，最大限度發(fā)揮N2和CO2的增產(chǎn)作用是開展第2周期多元熱流體吞吐的努力方向。

3.4 第2周期吞吐優(yōu)化設(shè)計

第2周期吞吐綜合考慮油層厚度、距邊水距離、地層原油黏度等因素，對熱采井的注熱參數(shù)進行了優(yōu)化設(shè)計。原油黏度大的井區(qū)周期注入量從第1周期的3 600 m3增至4 500 m3，注入溫度提高至300 ℃，從而改善該井區(qū)熱采效果；而對于原油黏度較低的井區(qū)，第2周期注熱時周期注入量在第1周期吞吐的基礎(chǔ)上增加10%。

3.5 先導(dǎo)試驗區(qū)熱采效果

截至2015年10月，渤海油田共實施多元熱流體吞吐熱采10井次，其中6口井正進行第2周期吞吐，熱采井累計產(chǎn)油量達到37.0×104t，南區(qū)日產(chǎn)油從200 t/d上升為600 t/d，采油速度從0.26%上升至0.67%，數(shù)模預(yù)測目前注入條件下(井底溫度為240 ℃)，采收率可在冷采基礎(chǔ)上提高8.5個百分點。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1) 實驗研究表明，多元熱流體吞吐的驅(qū)油效率高于蒸汽吞吐。200 ℃時，多元熱流體吞吐較蒸汽吞吐提高驅(qū)油效率21.6%～36.3%；140 ℃時，驅(qū)油效率提高1.8%～11.5%。氣體中CO2的含量越高，驅(qū)油效率提高幅度越大。

(2) 相同注水量情況下，與蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐平均日產(chǎn)油、累計產(chǎn)油、采油速度均提高30%，周期間產(chǎn)能遞減率為蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地質(zhì)儲量壓降幅度為蒸汽吞吐的80%。多元熱流體吞吐更符合海上稠油 “高速高效”開發(fā)的需求。

(3) 南堡35-2油田南區(qū)實施多元熱流體吞吐后，單井高峰日產(chǎn)油可達到127 t/d，平均熱采有效期達到300 d，有效期內(nèi)平均日產(chǎn)油達到50 t/d，為冷采產(chǎn)能的1.6倍，預(yù)測采收率可在冷采基礎(chǔ)上提高8.5個百分點。

(4) 在油藏溫度下，N2和CO2溶解度較高，降黏幅度較大，多元熱流體吞吐可改善深層和薄層常規(guī)稠油熱采的效果，彌補蒸汽吞吐熱損失大導(dǎo)致加熱量不足的問題，可為相似油田的開發(fā)方案設(shè)計提供借鑒。

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編輯 劉 巍

20150811；改回日期：20160115

中國海洋石油(中國)有限公司綜合科研項目“多元熱流體、蒸汽吞吐和SAGD熱采關(guān)鍵技術(shù)研究”(YXKY-2013-TJ-01)

陳建波(1978-)，男，工程師，2001年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)油藏工程專業(yè)，2004年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.023

TE357.4

A

1006-6535(2016)02-0097-04