渤海灣裂縫性稠油油藏合理開發(fā)方式

李南，丁祖鵬，焦松杰，焦紅梅

（中海石油（中國）有限公司北京研究中心，北京 100027）

渤海灣裂縫性稠油油藏合理開發(fā)方式

李南，丁祖鵬，焦松杰，焦紅梅

（中海石油（中國）有限公司北京研究中心，北京 100027）

渤海灣潛山裂縫性稠油油藏為具有儲集層裂縫發(fā)育、流體黏度大、埋藏較深等特點的海上油藏。如果常規(guī)熱采開發(fā)，注入蒸汽的熱損失大；如果冷采開發(fā)，較大的原油黏度會導致驅油效率和波及效率較低，合理開發(fā)難度很大。針對此類油藏特點，采用室內物理實驗和油藏工程相結合的方法，應用大尺度物理模型，對目標油田冷水驅、熱水驅以及熱水加表面活性劑驅等開發(fā)方式的開發(fā)機理和適應性進行研究，并應用實際地質模型對合理開發(fā)方式進行驗證。結果表明，采用熱水加表面活性劑的開發(fā)方式，開發(fā)效果最好，其余依次為熱水驅、冷水驅、蒸汽驅和蒸汽吞吐。綜合對比開發(fā)效果和經濟效益，最終推薦目標區(qū)采用熱水驅開發(fā)方式。

裂縫性稠油油藏；海上；熱采方式；熱水驅；表面活性劑

0 引言

隨著渤海灣油氣盆地勘探技術的逐步發(fā)展，裂縫性稠油油藏的數(shù)量及儲量規(guī)模逐步增大。目標油田位于渤海東部海域，儲量達上億方。原油地下黏度為104～205 mPa·s，基質滲透率為1.26×10-3μm2，裂縫滲透率為180×10-3μm2，裂儲比平均為17.5%，儲層頂部風化較嚴重，裂縫及溶蝕孔隙發(fā)育。由于目標油田為裂縫性海上稠油油田，開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)：1）裂縫性稠油油藏兼具雙重介質油藏和稠油油藏的特征，常規(guī)的滲流理論和開發(fā)方式均有一定的不適用性，需要應用物理模擬、油藏工程以及數(shù)值模擬等多種方法來進一步研究［1-5］。2）目標油田埋藏較深，且是海上油藏，注汽井從平臺至目的層位將會有較長的水平距離。當井深約2 000 m時，井底熱損失達到30%左右，井底蒸汽干度僅為0.21。而目標油藏的井深達2 500～3 000 m，蒸汽注入井底干度過低，不適用常規(guī)熱采方式。3）目標油田屬于海上油田，受鉆井平臺限制，具有開發(fā)成本高、開發(fā)周期短、開發(fā)井數(shù)少的特點。這些特點決定油藏的開發(fā)必須以較少的井數(shù)、較高的采油速度進行，因此，在井型選擇上，水平井具有明顯優(yōu)勢［6］。

通過調研發(fā)現(xiàn)，目前世界范圍內暫無此類油藏的開發(fā)經驗，因此，需要探索一套適合此類油藏的合理開發(fā)方式［7-9］。本文采用物理模擬的方法，建立大尺度物理模擬模型［10］，從滲流機理入手進一步研究此類油藏的合理開發(fā)方式，并用數(shù)值模擬的方法進行驗證，以此為該類油藏合理開發(fā)方式的確定提供科學依據(jù)。

1 大尺度物理模型建立

1.1 模型制作所需材料

選取滲流介質的物性和巖性與實際油藏相似［11］，保證物理模型基質與實際油藏的相似性。井筒及測壓管線采用外徑為6 mm、內徑為4 mm的聚氯乙烯透明管材模擬裸眼完井；挑選的天然巖石露頭，經過去粗取精處理后，加工成5 cm×5 cm×5 cm的7 000塊正方體巖塊，巖塊粘接及模型密封采用環(huán)氧樹脂材料。

1.2 模型建立過程

以實際巖心的裂縫密度、裂縫開度與裂縫方向為基礎，通過正方體巖塊6個面是否粘接以及巖塊之間的距離，來實現(xiàn)物理模擬模型中裂縫密度、裂縫開度與裂縫方向的變化，從而達到與實際儲層裂縫系統(tǒng)的相似性；粘接完畢后，用環(huán)氧樹脂膠對模型外表面進行密封，保證模型外表耐壓性；密封完成后，在指定位置打飽和孔，并連接飽和管線，確定管線與模型密封性能良好，無漏氣漏液現(xiàn)象，則模型制作完畢。該模型尺寸為1.0 m×1.0 m×0.5 m，井筒半徑0.3 cm，最終粘連了21× 21×11=4 851個巖塊。

由于目標油田基質滲透率低，原油黏度大，基質孔隙中的原油采用常規(guī)冷采開發(fā)方式動用程度難以確定，采用熱采開發(fā)方式基質動用程度提高幅度也難以計算，這些問題都需要采用物理模擬實驗來解決。因此，應用大尺度物理模型，對比冷采和熱采開發(fā)方式的開發(fā)效果，洞悉此類油藏的滲流機理。由于目標油田儲集層較厚，因此采用水平井底注頂采的交錯立體注采井網。示意圖見圖1（其中，O表示油井，W表示水井）。

圖1 水平井注采井網示意

2 合理開發(fā)方式物理模擬

在大尺度物理模擬模型中，分別進行冷水驅和注溫度95℃的熱水驅開發(fā)，最后在熱水驅基礎上添加表面活性劑，進行熱水加表面活性劑驅開發(fā)。其中，表面活性劑為烷基苯磺酸陰離子類型，質量濃度為2 000 mg/L。開發(fā)效果見圖2、圖3。

圖2 不同開發(fā)方式下累計產油量隨時間的變化

圖3 不同開發(fā)方式下含水率隨累計產油量的變化

模擬開發(fā)30 a，熱水驅相對于冷水驅，離注水井較近的采油井單井累計產油量增加10.6%，離注水井較遠的采油井單井累計產油量增加2.3%，這表明近井地帶加熱較為充分，降黏增產效果較好，而遠井地帶熱損失較大，熱量傳遞效果較差，增產效果不明顯。熱水加表面活性劑驅相對于冷水驅，近井單井累計產油量增加14.6%，遠井單井累計產油量增加8.1%，由此可以看出，由于添加了表面活性劑，遠井的累計產油量也有較大幅度增加。

對比不同開發(fā)方式下基質裂縫貢獻率（見表1）可看出：注熱水及熱水加表面活性劑可以有效改善裂縫的驅油效率；相對于冷水驅，熱水驅和熱水加表面活性劑驅開發(fā)效果有了一定幅度的提高，采出程度分別提高0.6百分點和1.2百分點。但另一方面，注入水降低了油藏波及區(qū)域的原油黏度，因此導致主流線方向突進更為嚴重，在一定的注采液量條件下，波及系數(shù)反而略有降低?；|產量受制于波及系數(shù)的降低，因而增產不明顯。表面活性劑增產機理是降低油水界面張力，因此可顯著增加裂縫驅油效率，但是油水界面張力的變化會進一步影響基質的滲吸作用，故注熱水加表面活性劑相對于注熱水開發(fā)，基質產油量提高幅度很小。

表1 不同開發(fā)方式基質、裂縫貢獻對比

3 合理開發(fā)方式數(shù)值模擬

由于目標油田兼具了裂縫性油藏和稠油油藏的特征［12-14］，開發(fā)過程中如借鑒常規(guī)的開發(fā)方式，將具有一定風險，因此，需要將物理模擬方法與數(shù)值模擬方法有效地結合起來以規(guī)避風險。在進一步驗證物理模擬結果的同時，也與常規(guī)熱采開發(fā)方式進行了對比［15］。

基質系統(tǒng)的地質建模方法與常規(guī)碎屑巖儲層的地質建模方法一致，裂縫系統(tǒng)則采用先進的離散裂縫網絡（DFN）建模技術，最終通過中間參數(shù)Sigma因子將2個系統(tǒng)溝通起來，形成了與實際油藏吻合度很高的地質模型［11］。模型設計了冷水驅、熱水驅、蒸汽吞吐、蒸汽驅和熱水加表面活性劑驅等5種開發(fā)方式［16-19］。模型中有5口水平注水井，15口水平采油井，單井控制儲量不少于200×104m3，水平井水平段方向與裂縫方向的夾角約為45°，斷層附近布井距斷層150 m以上，注采井數(shù)比為1∶3，開發(fā)井布井設計示意圖見圖4。

圖4 開發(fā)井布井設計示意

由于海上油田熱采受到平臺規(guī)模的影響，注入蒸汽的量無法與注入冷水的量相當，因此，考慮到海上平臺供給蒸汽能力及工藝水平的實際情況，蒸汽吞吐、蒸汽驅對應的油水井工作制度也隨之改變。其中：蒸汽注入溫度為342℃，注入到井底干度為0.2，注入水當量250 m3/d，蒸汽驅開發(fā)20 a，蒸汽吞吐開發(fā)10 a；冷水驅、熱水驅及熱水加表面活性劑驅注入溫度分別為56，100，100℃，注水量為1 000 m3/d；設計的水平段長度也有不同，蒸汽吞吐、蒸汽驅水平段長度為400 m，其他開發(fā)方式水平段長度為800 m。

從不同開發(fā)方式的開發(fā)效果來看（見圖5），累計產油量最高的開發(fā)方式為熱水加表面活性劑驅，其余的依次為熱水驅、冷水驅、蒸汽驅和蒸汽吞吐。在相同的井網控制程度條件下，蒸汽驅的采出程度較低。這主要是因為油藏埋藏較深、井段長、井筒熱損失嚴重、井底的蒸汽干度低，再加上井口鍋爐能夠供給的蒸汽注入量有限，致使開采效果較差。蒸汽吞吐開發(fā)方式也存在類似問題，受吞吐輪次的影響，目標油田采出程度更低。

圖5 不同開發(fā)方式下的開發(fā)效果

熱水驅開發(fā)方式下，由于大幅降低了原油黏度，有效提高了驅油效率，最終提高了采收率?？紤]到表面活性劑在高溫條件下有效期大幅縮短，因此，需提高表面活性劑注入濃度并延長注入時間，這就大大增加了開發(fā)成本，開發(fā)經濟性相對較差，因此，不推薦采用熱水加表面活性劑開發(fā)方式。綜合考慮開發(fā)效果和經濟效益，推薦目標油田采用熱水驅開發(fā)方式。

4 結論

1）將大尺度巖心物理模擬應用到復雜油田開發(fā)機理研究中，并與油藏工程方法和數(shù)值模擬結合，指導了目標油田開發(fā)方式的設計。

2）注熱水及熱水加表面活性劑可以有效改善裂縫驅油效率。在海上注采液量條件下，基質產量增加不明顯，但裂縫產量會大幅提高。

3）海上油田熱水驅加表面活性劑開發(fā)效果略優(yōu)于熱水驅，熱水驅依次優(yōu)于冷水驅、蒸汽驅、蒸汽吞吐，大井距和注汽量受限條件下熱采效果不如陸上油田明顯。

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（編輯 史曉貞）

Development mode of fractured heavy oil reservoirs in Bohai Bay

LI Nan,DING Zupeng,JIAO Songjie,JIAO Hongmei
(CNOOC Research Institute,Beijing 100027,China)

The development difficulties of buried-hill fractured heavy oil reservoirs in Bohai Bay are mainly caused by fracture, heavy oil,deeply buried and offshore reservoir,etc.For normal development,because the reservoir is buried deeply,the heat loss of steam is very large.If we use the development of cold production,great crude oil viscosity will lead to lower oil recovery efficiency and sweep efficiency,which will cause great development difficulty.In view of the characteristics of the reservoirs,the adaptability of water flooding,hot water and hot water plus surfactant flooding were studied using the method of physical simulation,reservoir engineering and numerical simulation.The results show that the development of hot water plus surfactant has the best development effect,followed by hot water flooding,cold water flooding,steam flooding and steam stimulation.Comprehensive comparison of the development effect and economy,hot water flooding is recommended to develop such reservoirs finally.

buried-hill fractured heavy oil reservoir;offshore;thermal development mode;hot water flooding;surfactant

國家科技重大專項課題“海上稠油熱采技術”（2016ZX05025-004）；中海油研究總院開發(fā)研究院自立課題“渤海多層稠油油藏層系組合及井網井型研究”（2016OT-KF11）

TE324

A

10.6056/dkyqt201703024

2016-11-18；改回日期：2017-03-14。

李南，男，1986年生，博士，研究方向為油氣田開發(fā)。E-mail：666max@sina.com。

李南，丁祖鵬，焦松杰，等.渤海灣裂縫性稠油油藏合理開發(fā)方式［J］.斷塊油氣田，2017，24（3）：405-408.

LI Nan，DING Zupeng，JIAO Songjie，et al.Development mode of fractured heavy oil reservoirs in Bohai Bay［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：405-408.