小洼油田中—深層特稠油多元熱流體吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用

呂 政，李 輝，丁 楠，杜 梅，張 鵬

(1.中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007；2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

多元熱流體吞吐技術(shù)是利用空氣(或純氧)與天然氣(或柴油、輕質(zhì)原油)在高壓密閉條件下充分燃燒生成高溫高壓的CO2、N2，將產(chǎn)生的氣體與水蒸汽同時注入地層，通過加熱降黏、氣體溶解降黏、氣體增加彈性能量及擴(kuò)大波及體積等綜合作用實(shí)現(xiàn)油井增產(chǎn)[1-9]。一些油藏還采用多元熱流體+化學(xué)劑的開發(fā)方式[10]，用以改變巖石潤濕性，降低界面張力。2008年，多元熱流體增油技術(shù)在渤海灣南堡油田應(yīng)用成功[11]。與海上油田相比，陸上稠油油田單井產(chǎn)量低、含油面積小，應(yīng)用多元熱流體吞吐技術(shù)相對較少，經(jīng)驗(yàn)不足。

遼河油田是中國最大的稠油生產(chǎn)基地，油藏埋藏深，大部分油藏已進(jìn)入開發(fā)中后期。為豐富陸上中—深層特稠油油藏多元熱流體吞吐開發(fā)理論基礎(chǔ)，實(shí)現(xiàn)遼河油田稠油長期穩(wěn)定開發(fā)，在小洼油田開展遼河油田范圍內(nèi)首例中—深層特稠油油藏多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)。并有必要結(jié)合該油田油藏實(shí)際特征開展注多元熱流體吞吐效果及注入?yún)?shù)優(yōu)化研究，同時對已開展試驗(yàn)項(xiàng)目進(jìn)行效果評價，為后期進(jìn)一步擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)范圍提供理論依據(jù)。

1 試驗(yàn)區(qū)塊開發(fā)概況

小洼油田作為遼河油田重要稠油生產(chǎn)區(qū)塊，開發(fā)目的層為東營組二、三段以及沙河街組三段，油藏埋深為1 150～1 466 m，孔隙度為24.0%～31.8%，滲透率為0.6～2.3 D，平均原油黏度為15 090 mPa·s，平均密度為0.984 g/cm3，儲層發(fā)育較好，屬于中—深層高孔、高滲特稠油油藏。小洼油田于1991年正式開發(fā)，共有主力層系油井631口，目前開井為258口，日產(chǎn)油為368 t/d，采出程度為24.8%，主要開發(fā)方式為熱力采油。目前，小洼油田開發(fā)已處中后期，開發(fā)矛盾較多，主要表現(xiàn)在：綜合含水高達(dá)94.3%，尤其是低部位層系水淹嚴(yán)重；出砂問題嚴(yán)重，已實(shí)施的防排砂措施適應(yīng)性差；地層壓力為2.3～3.1 MPa，油井普遍低壓低產(chǎn)；油井平均蒸汽吞吐12周期，周期油汽比僅為0.2，高輪次蒸汽吞吐導(dǎo)致井況變差，停產(chǎn)井增加；蒸汽驅(qū)開發(fā)受蒸汽超覆、指進(jìn)、竄流及注汽能力、汽驅(qū)管網(wǎng)、監(jiān)測手段、熱采井下工藝等條件限制，繼續(xù)擴(kuò)大蒸汽驅(qū)實(shí)施規(guī)模難度較大。就經(jīng)濟(jì)、技術(shù)條件而言，蒸汽吞吐依然是小洼油田今后相當(dāng)長一段時期內(nèi)最主要開發(fā)方式，依然具有一定的挖潛空間。

2 多元熱流體吞吐效果數(shù)值模擬研究

多元熱流體各組分主要作用機(jī)理包括：高溫蒸汽組分主要發(fā)揮改變巖石潤濕性，加熱油層及原油，增大油層彈性能量，降低原油黏度及流動阻力等作用；N2主要發(fā)揮抑制蒸汽超覆，降低熱損失，提高油層壓力等作用；CO2主要發(fā)揮酸化解堵，提高油層溫度，降低原油黏度等。

為驗(yàn)證注多元熱流體吞吐技術(shù)在中—深層特稠油油藏作用效果，參照小洼油田油藏特征建立典型三維概念地質(zhì)模型，設(shè)計網(wǎng)格為21×21×15，寬度為5 m，在模型中央設(shè)立1口注入井，命名為“well-1”。模型選取孔隙度為25.2%，含油飽和度為69%，滲透率為1.1 D，地層溫度為60 ℃，油層中深為1 345 m。應(yīng)用CMG油藏數(shù)值模擬軟件對單獨(dú)注入蒸汽(注入速度為120 m3/d)、注入蒸汽+CO2(注入蒸汽速度為120 m3/d，注入CO2速度為30 m3/d)與注入蒸汽+N2(注入蒸汽速度為120 m3/d，N2為30 m3/d)等3種情況進(jìn)行模擬(圖1、2)，注入時間為30 d。由圖1可知，與單獨(dú)注入蒸汽相比，注入蒸汽+N2可顯著擴(kuò)大熱效應(yīng)作用范圍，但小于蒸汽+CO2組合效果。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，CO2降黏效果是N2的2～4倍。由圖2可知，在提升油層壓力方面，蒸汽+N2注入方式要好于單獨(dú)注入蒸汽以及蒸汽+CO2注入方式。

總體看，注入多元熱流體與注入蒸汽相比，加熱腔可擴(kuò)大4倍以上，高壓區(qū)體積可擴(kuò)大3倍以上，提溫增壓效果顯著，與理論分析結(jié)果一致。

圖1 well-1模擬期末第7小層各種注入方式溫度場對比

圖2 Well-1模擬期末第7小層各種注入方式壓力場對比

3 多元熱流體吞吐井優(yōu)選

地質(zhì)因素對多元熱流體吞吐有著重要影響[12-14]。其中，油層有效厚度、滲透率、含油飽和度、原油黏度等參數(shù)的影響較大。因此，優(yōu)選有效厚度大、孔滲條件好、含油飽和度高、原油黏度低，且無邊底水影響的油井。同時，還應(yīng)盡量滿足地層壓力相對較低、井況好、地面易施工等條件。由于東二段、東三段油水關(guān)系復(fù)雜，多套油水疊合，油水界面不統(tǒng)一，且為邊水油藏，而沙三段為厚層塊狀純油藏，沒有邊底水存在，因此，將小洼油田洼38塊沙三段作為措施目的層，優(yōu)選該層段3口井(洼38-36-538、洼38-34-新528、洼38-32-024C)開展注多元熱流體試驗(yàn)，油井主要參數(shù)見表1。

表1 各井主要主要參數(shù)

4 多元熱流體注入?yún)?shù)優(yōu)化

為保證多元熱流體開發(fā)效果，對各施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。在多元熱流體吞吐注入?yún)?shù)優(yōu)化方面，中國一些專家已開展相關(guān)研究[15-19]。此次研究是在油藏數(shù)值模擬中，通過改變其中一種參數(shù)值，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)單參數(shù)逐一優(yōu)化，并分析適用于研究區(qū)塊的多元熱流體注入?yún)?shù)。

4.1 注入溫度優(yōu)化

溫度是保證多元熱流體吞吐效果的重要指標(biāo)。圖3為注入溫度與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線。由圖3可以看出，注入多元熱流體溫度越高，原油降黏效果越好，流體流動性得到改善，累計產(chǎn)油量增加。因此，應(yīng)在工藝條件及經(jīng)濟(jì)效益允許情況下盡量保持高注入溫度，但最高溫度應(yīng)控制為355 ℃。

圖3 注入溫度與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

4.2 注入速度優(yōu)化

模擬結(jié)果顯示(圖4)，多元熱流體施工過程中應(yīng)保持合理的注入速度。但速度過快時，整體熱利用率降低，導(dǎo)致增產(chǎn)幅度趨于平緩甚至負(fù)增長。因此，將注入速度控制在5 t/h。

圖4 注入速度與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

4.3 注入干度優(yōu)化

注入干度對蒸汽吞吐效果有較大影響。數(shù)值模擬結(jié)果顯示(圖5)，提高蒸汽干度能有效發(fā)揮多元熱流體增產(chǎn)效果。根據(jù)現(xiàn)有工藝水平，最低應(yīng)控制在0.4以上。

圖5 注入干度與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

4.4 周期注入量優(yōu)化

與海上油田相比，小洼油田稠油井含水較高。研究結(jié)果表明(圖6)，隨著周期注入量增加，周期累計產(chǎn)油增加；當(dāng)注入量過大時，增油幅度下降。多元熱流體周期注入1 000 t可達(dá)到較好的增產(chǎn)效果。

4.5 注入各組分含量優(yōu)化

數(shù)值模擬結(jié)果表明，氣體組分中CO2含量越大，措施整體效果越明顯。由圖7可以看出，當(dāng)注入多元熱流體氣汽比控制在600 m3/t時，措施增油效果達(dá)到最大。

圖6 周期注入量與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

圖7 氣汽比與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

4.6 燜井時間優(yōu)化

燜井過程對于多元熱流體吞吐而言至關(guān)重要。燜井時間過長或過短都會造成熱損失，降低熱能利用率。利用數(shù)值模擬并結(jié)合實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，確定最佳燜井時間為3～5 d。

5 現(xiàn)場應(yīng)用效果

結(jié)合措施參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，多元熱流體注入現(xiàn)場采用KBQR-21/370型高溫注入井口，采用30 MPa天然氣型多元熱流體雙發(fā)生器(拖二型)，保證注入溫度達(dá)到355 ℃，注入壓力達(dá)到17 MPa，注入速度控制在5 t/h，注入后燜井3 d。

措施前，洼38-34-新528井共吞吐6個周期，累計注汽1.5×104t，累計產(chǎn)油0.36×104t，累計產(chǎn)水7.6×104t，周期平均日產(chǎn)油為1.2 t/d；洼38-36-538井共吞吐17個周期，累計注汽3.8×104t，累計產(chǎn)油1.3×104t，累計產(chǎn)水9.7×104t，周期平均日產(chǎn)油為1.6 t/d；洼38-32-024C井共吞吐5個周期，累計注汽0.83×104t，累計產(chǎn)油0.23×104t，該井含水較高，自1998年以來因高含水關(guān)井。

洼38-34-新528井于2016年8月5日開始多元熱流體注入，10月3日注汽結(jié)束，累計注入空氣49.6×104m3，天然氣6.3×104m3；洼38-36-538井于2016年10月24日開始注入，11月9日完注，累計注入空氣40.7×104m3，天然氣4.55×104m3。投產(chǎn)后，2口井的排水期分別縮短38、11 d，增油為2.4 t/d，含水下降4.8%，開發(fā)指標(biāo)明顯轉(zhuǎn)好。抽取洼38-34-新528井區(qū)套管氣取樣分析13個樣次，含氧量低于3.5%，屬于安全范圍。洼38-32-024C井于2017年11月7日開始多元熱流體注入，2018年1月11日注汽結(jié)束，累計注入空氣42.7×104m3，天然氣4.5×104m3。投產(chǎn)后，該井日產(chǎn)油為5.1 t/d，含水為62.3%，基本實(shí)現(xiàn)預(yù)期目標(biāo)。截至2018年12月，3口井均取得了較好試驗(yàn)效果，平均措施有效期達(dá)227 d，累計增油685 t，證實(shí)在中—深層特稠油油藏中應(yīng)用多元熱流體吞吐技術(shù)具有較好潛力。

6 結(jié) 論

(1) 通過開展陸上中—深層特稠油油藏多元熱流體吞吐作用效果研究，認(rèn)為該技術(shù)與注入蒸汽吞吐相比，提溫增壓效果更加顯著。

(2) 在有效厚度大、滲透率及含油飽和度高、原油黏度相對較低且無邊底水影響的油井中，多元熱流體吞吐增產(chǎn)效果明顯。

(3) 為使多元熱流體吞吐取得良好效果，應(yīng)盡可能將多元熱流體注入溫度控制為355 ℃，干度控制為0.4以上，注入速度控制為5 t/h，周期注入量為1 000 t，氣汽比控制為600 m3/t，并保證燜井時間為3～5 d。

(4) 現(xiàn)場多元熱流體吞吐試驗(yàn)取得良好效果，為中—深層特稠油油藏改善蒸汽吞吐開發(fā)效果提供借鑒。