適用氣舉工藝的稠油熱采開(kāi)發(fā)模式優(yōu)化

李 娜 張曉亮 袁忠超 宮汝祥 于繼飛

(1. 中海油研究總院， 北京 100027； 2. 中海油服務(wù)股份有限公司， 天津 300450；3. 海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100028)

適用氣舉工藝的稠油熱采開(kāi)發(fā)模式優(yōu)化

李 娜1，3張曉亮1袁忠超1，3宮汝祥2于繼飛1

(1. 中海油研究總院， 北京 100027； 2. 中海油服務(wù)股份有限公司， 天津 300450；3. 海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100028)

針對(duì)氣舉采油工藝對(duì)多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)中產(chǎn)量和流壓等參數(shù)的特殊要求，以渤海A油田南區(qū)實(shí)際油藏參數(shù)建立的典型模型為基礎(chǔ)，利用數(shù)值模擬技術(shù)，優(yōu)化了海上稠油多元熱流體熱采吞吐開(kāi)發(fā)方案，提出了適用氣舉工藝的熱采開(kāi)發(fā)模式，為探索氣舉工藝在海上稠油熱采開(kāi)發(fā)油田的適用性奠定了基礎(chǔ)。

氣舉； 稠油； 開(kāi)發(fā)模式

熱力采油是稠油和油砂開(kāi)采的主要技術(shù)手段，產(chǎn)量占稠油和瀝青砂總產(chǎn)量的80%以上。該技術(shù)已在美國(guó)、委內(nèi)瑞拉、加拿大等國(guó)廣泛應(yīng)用，中國(guó)先后在遼河、新疆、勝利和河南等稠油油田推廣應(yīng)用。目前渤海灣地區(qū)發(fā)現(xiàn)原油黏度大于350 mPa·s的稠油三級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)7×108t，其中大部分未動(dòng)用，熱采潛力巨大。

由于開(kāi)采環(huán)境的特殊性，海上稠油熱采開(kāi)發(fā)研究起步較晚。自2008年以來(lái)，先后在渤海2個(gè)油田開(kāi)展了多元熱流體吞吐試驗(yàn)和蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，結(jié)果表明，普通稠油油藏采用熱采的開(kāi)采方式效果較好[1-3]。

稠油開(kāi)采主要有兩大難題：一是稠油在油層條件下不流動(dòng)或流動(dòng)性差，原油流入井筒困難，采用熱采開(kāi)發(fā)方式可較好地解決該問(wèn)題；二是原油流入井筒后，僅靠油藏的壓力和溫度難以流出地面。受限于海上平臺(tái)條件，目前海上舉升方式主要采用耐高溫電泵，需注采兩趟管柱，換管柱洗井過(guò)程中會(huì)造成熱損失，影響時(shí)率，且電泵成本和操作成本均較高，需要探索新的舉升方式以實(shí)現(xiàn)降本增效。近年來(lái)，基于井筒降黏及舉升理論的稠油氣舉開(kāi)采工藝在國(guó)外逐漸成熟。在南美，尤其是在委內(nèi)瑞拉應(yīng)用比較廣泛。國(guó)外的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐說(shuō)明氣舉工藝在稠油開(kāi)采中具有一定的應(yīng)用前景。

目前，針對(duì)稠油熱采氣舉技術(shù)和工藝進(jìn)行了一些研究，主要集中在新工藝和新氣舉裝置研發(fā)、井筒多相流動(dòng)模型優(yōu)化和氣舉設(shè)計(jì)等方面，但未見(jiàn)適用氣舉工藝的稠油熱采開(kāi)發(fā)模式優(yōu)化方面的研究。事實(shí)上，稠油熱采井，尤其是吞吐井，在整個(gè)開(kāi)發(fā)周期內(nèi)，稠油產(chǎn)量、井底流壓和井底流溫等參數(shù)均發(fā)生了較大的變化。因此應(yīng)針對(duì)開(kāi)發(fā)模式進(jìn)行優(yōu)化，保證氣舉工藝在整個(gè)過(guò)程的適應(yīng)性并具有較高的工作效率。

此次研究針對(duì)氣舉工藝對(duì)產(chǎn)量和流壓等參數(shù)的特殊要求，以渤海A油田南區(qū)實(shí)際油藏參數(shù)建立典型模型，利用數(shù)值模擬技術(shù)，優(yōu)化了海上稠油多元熱流體熱采吞吐開(kāi)發(fā)方案，提出了適用氣舉工藝的稠油熱采開(kāi)發(fā)模式，為探索氣舉工藝在海上稠油熱采開(kāi)發(fā)油田的適用性奠定基礎(chǔ)。

1 油藏概況

渤海A油田南區(qū)屬于復(fù)式鼻狀構(gòu)造，主要含油層段位于明化鎮(zhèn)組下段。油藏埋深為900～1 300 m，主力油層單層厚度4～6 m，儲(chǔ)層為河流相沉積，具有高孔、高滲及非均質(zhì)性較強(qiáng)的特征，平均孔隙度35%，平均滲透率4.245 μm2。油水關(guān)系復(fù)雜，油藏類型以巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏為主。原油具有高密度、高黏度、高膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、低凝固點(diǎn)的特點(diǎn)，地下原油黏度介于449～926 mPa·s。A油田南區(qū)在開(kāi)發(fā)過(guò)程中主要暴露出受原油黏度的影響冷采井產(chǎn)能低、含水上升快的問(wèn)題。投產(chǎn)初期采用天然能量開(kāi)發(fā)，水平井投產(chǎn)初期產(chǎn)能為35 td，預(yù)計(jì)冷采采收率不超過(guò)5%。為改善開(kāi)發(fā)效果，開(kāi)展了多元熱流體先導(dǎo)試驗(yàn)。截至2015年10月底，渤海油田共實(shí)施多元熱流體吞吐熱采10井次，其中6口井正進(jìn)行第2周期吞吐，南區(qū)日產(chǎn)油量從200 t上升為600 t，采油速度從0.26%上升至0.67%，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)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%[4-5]。

2 多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)規(guī)律分析

W1井為海上稠油熱采的一口先導(dǎo)試驗(yàn)井，生產(chǎn)層位為Nm05砂體，油層厚7 m，水平段長(zhǎng)187 m。該井于2010年1月12日開(kāi)始多元熱流體吞吐，井口注入溫度255 ℃，累計(jì)注入熱流體6 400 t，注入23 d。燜井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。以該井為研究對(duì)象，重點(diǎn)分析熱采過(guò)程中影響氣舉工藝設(shè)計(jì)的產(chǎn)量、井底流壓和井底流溫等參數(shù)的變化規(guī)律。

2.1 周期內(nèi)開(kāi)發(fā)規(guī)律分析

目前只有少量井進(jìn)行了二輪吞吐，未進(jìn)行多周期吞吐試驗(yàn)。因此，以W1井為基礎(chǔ)建立典型水平井單井油藏?cái)?shù)值模擬模型，選用CMG軟件的STARS熱采模塊，通過(guò)前2個(gè)周期的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合及后續(xù)周期的預(yù)測(cè)，系統(tǒng)分析多元熱流體吞吐周期內(nèi)和周期間的變化規(guī)律。圖1為主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)的預(yù)測(cè)曲線。

圖1 W1井主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)曲線

投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量高，后期相對(duì)平穩(wěn)；油井日產(chǎn)液(油)量較高，后期逐漸遞減。從日產(chǎn)液量分析，整個(gè)周期可分為吐水、高產(chǎn)、遞減以及低產(chǎn)4個(gè)開(kāi)發(fā)階段。自噴期產(chǎn)出氣量占整個(gè)開(kāi)發(fā)階段產(chǎn)氣量的絕大部分(見(jiàn)圖1(a)、圖1(b)、圖1(c))。如采用氣舉采油，多元熱流體熱采階段所伴生的N2、CO2以及溶解氣在井筒內(nèi)對(duì)氣舉具有積極的作用。

在初期排液階段含水率高，但下降較快。吞吐生產(chǎn)100 d左右含水率降至20%以內(nèi)，周期內(nèi)含水率平均為12%(見(jiàn)圖1(d))。

井底流壓呈指數(shù)遞減趨勢(shì)，先快后慢。下泵初期流壓7～9 MPa，開(kāi)采100 d左右下降至5～6 MPa，之后下降幅度變緩(見(jiàn)圖1(e))。井底流壓的高低決定了可氣舉液量的大小。

井底流溫亦呈指數(shù)遞減趨勢(shì)。下泵初期流溫平均82 ℃，下泵100～200 d后下降至60 ℃左右，之后下降幅度變緩(見(jiàn)圖1(f))。

井底流溫和產(chǎn)出液中含水率的變化影響產(chǎn)出液在井筒內(nèi)流動(dòng)時(shí)的黏度，因此，這2個(gè)參數(shù)對(duì)氣舉有較大的影響[6]。

2.2 周期間開(kāi)發(fā)規(guī)律分析

多輪次吞吐后產(chǎn)液(油)量逐漸遞減，這主要是吞吐熱采后期地層能量逐漸降低所致。

各周期間的產(chǎn)氣量相對(duì)平穩(wěn)，這主要是因?yàn)楹罄m(xù)注氣量雖略有增加，但增幅不大，且注入地層中的大量氣體均在開(kāi)發(fā)初期返排。

隨著吞吐周期的增加，油井很快達(dá)到最低井底流壓，注熱流體后使流壓回升但下降較快。

隨著生產(chǎn)周期的增加，注入地層中的熱量不斷累積，井底流溫略有上升。

隨著生產(chǎn)周期的增加，周期平均含水率逐步上升，若有水體侵入，含水率上升幅度更大。

上述分析為正常熱采吞吐開(kāi)發(fā)模式下的開(kāi)發(fā)規(guī)律。若初期采用自噴，后期采用電潛泵采油，適應(yīng)范圍更寬。若采用氣舉工藝開(kāi)發(fā)，應(yīng)以分析的吞吐熱采開(kāi)發(fā)規(guī)律為基礎(chǔ)，對(duì)影響氣舉采油設(shè)計(jì)的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行相應(yīng)的優(yōu)化設(shè)計(jì)。

3 氣舉采油對(duì)開(kāi)發(fā)模式的要求分析

氣舉井正常生產(chǎn)是指氣舉井在最后一級(jí)氣舉閥按目標(biāo)設(shè)計(jì)產(chǎn)量或注氣量穩(wěn)定生產(chǎn)，有時(shí)候也指在某一級(jí)氣舉閥注氣穩(wěn)定生產(chǎn)。常規(guī)氣舉設(shè)計(jì)一般指分析連續(xù)氣舉設(shè)計(jì)裝置對(duì)目標(biāo)油井含水率、氣油比、地層壓力、產(chǎn)液指數(shù)、注氣壓力和注氣量等重要參數(shù)的適應(yīng)范圍，評(píng)估氣舉設(shè)計(jì)的適應(yīng)性，優(yōu)化氣舉設(shè)計(jì)方案[7-8]。由于海上稠油熱采開(kāi)發(fā)的復(fù)雜性，各油井的上述參數(shù)可能存在較大差別，且在生產(chǎn)過(guò)程中隨著原油不斷地被采出，油井的地層壓力、產(chǎn)油指數(shù)、含水率等參數(shù)均會(huì)發(fā)生變化。此次研究根據(jù)多元熱流體吞吐開(kāi)發(fā)規(guī)律，按逆向思維解決問(wèn)題，即先通過(guò)氣舉分析軟件預(yù)測(cè)在一定的井底流壓下，不同含水率和溫度下的最大舉升液量，并以此作為設(shè)計(jì)油井產(chǎn)液量的條件。

通過(guò)氣舉設(shè)計(jì)軟件計(jì)算，在井底流壓為5 MPa時(shí)，氣舉最大舉升液量隨溫度和含水率的變化關(guān)系如圖2所示。從圖2可以看出：(1) 氣舉最大舉升液量與井底流溫成正比；(2) 氣舉最大舉升液量與井底流壓成正比；(3) 氣舉最大舉升液量隨含水率增加先降低后增加。

圖2 氣舉最大舉升液量與含水率的關(guān)系曲線

綜合分析認(rèn)為適用氣舉工藝的吞吐熱采開(kāi)發(fā)模式應(yīng)具備3個(gè)條件：(1) 自噴期后，氣舉期間油井的產(chǎn)液量要相對(duì)平穩(wěn)，以保證氣舉相對(duì)平穩(wěn)用氣；(2) 氣舉期間要有一定的相對(duì)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間；(3) 井底流壓應(yīng)逐步降低且最低井底流壓不能過(guò)低，以免舉升量過(guò)小。因此，可通過(guò)優(yōu)化與開(kāi)發(fā)模式相關(guān)的參數(shù)實(shí)現(xiàn)上述目標(biāo)。

4 熱采開(kāi)發(fā)模式優(yōu)化分析

以建立的單井模型為基礎(chǔ)，重點(diǎn)對(duì)影響氣舉設(shè)計(jì)的熱采控制條件進(jìn)行優(yōu)化，其他如周期注入量、注入溫度、注入干度及燜井時(shí)間等注采參數(shù)優(yōu)化與常規(guī)熱采一致。

4.1 井底流壓降幅分析

井底流壓是銜接地下滲流和井筒管流的關(guān)鍵參數(shù)，對(duì)不同流壓降幅下的吞吐開(kāi)發(fā)效果進(jìn)行了預(yù)測(cè)(見(jiàn)表1)。井底流壓周期降幅越大，生產(chǎn)時(shí)間越短，生產(chǎn)結(jié)束后單井預(yù)測(cè)期末累計(jì)產(chǎn)油量越低，但油汽比越高。綜合考慮累計(jì)產(chǎn)油量和油汽比，推薦流壓周期降幅為1.5 MPa。當(dāng)壓力由原始地層壓力逐步降低至最低井底流壓后，后續(xù)井底流壓控制條件不變。

表1 不同井底流壓周期降幅下的熱采開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

4.2 最大產(chǎn)液量控制分析

以優(yōu)化的井底流壓控制條件為基礎(chǔ)，兼顧一定井底流壓條件下可以舉升的最大液量，通過(guò)控制井底流壓與最大產(chǎn)液量，保證每周期至少一半時(shí)間產(chǎn)液量達(dá)到設(shè)定值，使液量控制條件與對(duì)應(yīng)的井底流動(dòng)壓力相匹配。從而實(shí)現(xiàn)最大產(chǎn)液量控制條件的優(yōu)化。

4.3 開(kāi)發(fā)模式優(yōu)化結(jié)果分析

優(yōu)化后的產(chǎn)量剖面見(jiàn)圖3。在優(yōu)化后的開(kāi)發(fā)模式中各周期井底流壓降低1.5 MPa。當(dāng)壓力由原始地層壓力逐步降低至3.5 MPa后，保持定井底流壓生產(chǎn)。各周期液量由第1周期的150 m3d逐步降低至70 m3d；周期長(zhǎng)度逐步減小，初期為0.5 a左右，后期逐步縮短至0.3 a。方案共預(yù)測(cè)16個(gè)周期，累計(jì)產(chǎn)油量為11.2×104m3。

圖3 優(yōu)化后的產(chǎn)量剖面圖

5 結(jié) 語(yǔ)

(1) 以渤海A油田南區(qū)實(shí)際油藏參數(shù)建立的

典型模型為基礎(chǔ)，利用數(shù)值模擬技術(shù)，優(yōu)化了海上稠油多元熱流體熱采吞吐開(kāi)發(fā)方案，提出了適用氣舉工藝的熱采開(kāi)發(fā)模式，為探索氣舉工藝在海上稠油熱采開(kāi)發(fā)油田的適用性奠定了基礎(chǔ)。

(2) 在優(yōu)化后的開(kāi)發(fā)模式中各周期井底流壓降低1.5 MPa。當(dāng)壓力由原始地層壓力逐步降低至3.5 MPa后，保持定井底流壓生產(chǎn)。各周期液量由第1周期的150 m3d逐步降低至70 m3d；周期長(zhǎng)度逐步減小，初期為0.5 a，后期逐步縮短至0.3 a。

[1] 劉東，胡廷惠，鄭浩，等.稠油蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)參數(shù)優(yōu)化正交數(shù)值試驗(yàn)[J].油氣藏評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)，2015，5(1)：62-65.

[2] 劉東.熱采水平井加熱半徑計(jì)算新模型[J].中國(guó)海上油氣，2015，27(3)：84-90.

[3] 郭太現(xiàn)，蘇彥春.渤海油田稠油油藏開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展方向[J].中國(guó)海上油氣，2013，25(4)：26-30.

[4] 顧啟林，孫永濤，郭娟麗.多元熱流體吞吐技術(shù)在海上稠油油藏開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用，2012，31(9)：8-10.

[5] 林濤，孫永濤，馬增華，等.多元熱流體中熱 — 氣降黏作用初步探討[J].海洋石油，2012，32(3)：74-76.

[6] 黃穎輝，劉東，羅義科.海上多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)規(guī)律研究[J].特種油氣藏，2013，20(2)：164-165.

[7] 張琪.采油工程原理與設(shè)計(jì)[M].東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)出版社，2006：366-367.

[8] 劉曦懋，鐘海全.委內(nèi)瑞拉稠油氣舉新工藝[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2013，15(2)：64-66.

Optimization of Crude Oil Thermal Development Pattern for Gas Lift

LINa1,3ZHANGXiaoliang1YUANZhongchao1,3GONGRuxiang1YUJifei1

(1.CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China; 2.China Oilfield Services Ltd., Tianjin 300450, China;3.State Key Lab of Offshore Oil Exploitation, Beijing 100028, China)

According to the special requirements of liquid rate and WBHP effected gas lift technology for multi-fluid thermal stimulation fluid (MFTS), the typical numerical simulation model was built based on the A oilfield reservoir parameters. The development scheme of offshore heavy oil MFTS thermal recovery were optimized based on the model. The development pattern were put forward to suit the gas lift. These laid a foundation for exploring the applicability of gas lift technology exploitation in offshore heavy oil thermal recovery.

gas lift; heavy oil; well pattern

2016-10-26

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“海上稠油熱采技術(shù)”(2016ZX05025-004)

李娜(1986 — )，女，碩研，工程師，研究方向?yàn)橛筒毓こ獭?/p>

TE345

A

1673-1980(2017)01-0075-04