海上稠油油藏多元熱流體吞吐后轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)研究

王泰超，朱國(guó)金，王 凱，譚先紅，鄭 偉

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028)

0 引 言

NB35-2油田位于渤海中部海域，主要含油層位為明化鎮(zhèn)組下段，其南區(qū)是典型的中深層普I-2類稠油油藏，地層原油黏度為700～1 500 mPa·s[1-2]。目前該區(qū)塊部分井表現(xiàn)為井底流壓較低、單井日產(chǎn)油量急劇下降，并且出現(xiàn)了氣竄的現(xiàn)象，需要積極探索后續(xù)接替技術(shù)?；馃蛯蛹夹g(shù)廣泛適用于注蒸汽后的油藏提高采收率[3-7]，鑒于海上稠油熱采平臺(tái)空間有限等特殊條件以及少井、高產(chǎn)的開發(fā)目標(biāo)，無(wú)法照搬陸地油田開發(fā)方式轉(zhuǎn)換的經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)海上平臺(tái)條件優(yōu)選合理的井網(wǎng)井型、優(yōu)化合理的注采參數(shù)，對(duì)吞吐效果較差的生產(chǎn)井以及多輪次的吞吐井進(jìn)行轉(zhuǎn)驅(qū)方案研究。結(jié)果表明，火驅(qū)技術(shù)較多元熱流體開發(fā)可大幅度提高了原油產(chǎn)量，空氣油比較低，在海上油田實(shí)施具有較大潛力。研究結(jié)果可為海上稠油熱采方式轉(zhuǎn)換提供了一定借鑒以及指導(dǎo)意義。

1 海上多元熱流體吞吐開發(fā)現(xiàn)狀

根據(jù)吞吐周期的不同，將生產(chǎn)井分為低周期、高周期吞吐井。以首周期年均累計(jì)產(chǎn)油量、各周期年均累計(jì)產(chǎn)油量為準(zhǔn)將低周期吞吐的井分為Ⅰ類井(周期年均累計(jì)產(chǎn)油大于0.9×104m3/a)、Ⅱ類井(周期年均累計(jì)產(chǎn)油量小于0.9×104m3/a)[8-9]。制約Ⅱ類井開發(fā)效果的因素主要為邊部?jī)?chǔ)量豐度低(B27h1井)及邊水突進(jìn)(B43h井)。高周期吞吐井總體表現(xiàn)為當(dāng)前日產(chǎn)油量低，回采水率、回采氣率較高，地層壓力降低明顯，同時(shí)受油層組反韻律構(gòu)造的影響，部分井注入氣體超覆導(dǎo)致縱向上動(dòng)用不均、井間氣竄嚴(yán)重。各周期吞吐井生產(chǎn)特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)及開發(fā)效果分類如表1所示。

表1 各周期吞吐熱采井生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計(jì)

2 轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)油藏工程設(shè)計(jì)

采用油藏?cái)?shù)值模擬方法，在區(qū)塊整體模型中截取低效井模型進(jìn)行轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)研究，數(shù)值模擬軟件采用CMG(版本2017.10)的STARS模塊，以多元熱流體吞吐后的溫度場(chǎng)、含油飽和度分布場(chǎng)等作為火驅(qū)開發(fā)的初始屬性場(chǎng)，并結(jié)合物理模擬實(shí)驗(yàn)建立火驅(qū)動(dòng)力學(xué)模型。研究對(duì)象主要為經(jīng)過(guò)多周期吞吐后的生產(chǎn)井(以B29h2井為例)以及氣竄嚴(yán)重的生產(chǎn)井(以B27h1井為例)，由于受邊水影響的井(B43h井)正在采取其他工藝試驗(yàn)，在此不作研究。同時(shí)對(duì)井網(wǎng)類型、驅(qū)替模式以及注氣參數(shù)等火驅(qū)關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

對(duì)吞吐后的油樣進(jìn)行加速量熱實(shí)驗(yàn)、熱重分析實(shí)驗(yàn)以及一維燃燒管實(shí)驗(yàn)，同時(shí)建立一維燃燒管數(shù)值模擬模型，對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行擬合后并結(jié)合原油組分分析結(jié)果，確定了包括水、輕質(zhì)油、重質(zhì)油、溶解氣、二氧化碳、氮?dú)?、氧氣及焦炭?相8組分的火驅(qū)數(shù)值模型。數(shù)值模擬過(guò)程中組分間的轉(zhuǎn)化關(guān)系由以下4個(gè)過(guò)程控制：①重質(zhì)油—輕質(zhì)油+焦炭；②重質(zhì)油+氧氣—水+二氧化碳；③輕質(zhì)油+氧氣—水+二氧化碳；④焦炭+氧氣—水+二氧化碳。

2.2 井網(wǎng)井型優(yōu)選

國(guó)內(nèi)外成功實(shí)施火燒油層技術(shù)的油田通常采用高密度的直井面積井網(wǎng)或直井線性井網(wǎng)，單井日產(chǎn)油量較低(國(guó)外Suplacu、Balol以及國(guó)內(nèi)遼河油田火驅(qū)項(xiàng)目平均單井日產(chǎn)油量均不超過(guò)10 m3/d)[10-12]，與海上油田高效、高速的開發(fā)理念相悖，同時(shí)，由于海上鉆井支出成本巨大、井槽有限，無(wú)法完全照搬陸上油田大幅度調(diào)整、井網(wǎng)加密的經(jīng)驗(yàn)，因此，如何利用現(xiàn)有井網(wǎng)條件，完成開發(fā)方式轉(zhuǎn)換及注采井網(wǎng)調(diào)整，使之更切合海上油田“少井高產(chǎn)”開發(fā)的實(shí)際尤為重要。

2.2.1 利用原始井網(wǎng)部署火驅(qū)注采井對(duì)

在區(qū)塊西南低部位，受北向南斷層遮擋形成獨(dú)立斷塊，控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量為15.2×104m3。斷塊內(nèi)有2口吞吐井：B27h1及B02s井(圖1)。其中，B27h1井尚處于第1輪吞吐，距離其跟端180 m的定向井B02s井已于2013年由于出砂原因關(guān)停，截至關(guān)停前累計(jì)產(chǎn)油量不足0.1×104m3。

鑒于B27h1井控制儲(chǔ)量較低，側(cè)鉆新井不具備經(jīng)濟(jì)性。B02s井由于出砂嚴(yán)重、作業(yè)難度大已不適合作為采油井，同時(shí)B27h1井吞吐采油正常生產(chǎn)多年，因此，考慮將B02s、B27h1井分別作為火驅(qū)開發(fā)注、采井，形成“直-平組合”火驅(qū)井網(wǎng)。一方面水平生產(chǎn)井可以提高火驅(qū)泄油面積，垂直注氣井可以提高水平井跟端處原油動(dòng)用程度；另一方面火驅(qū)可以作為煙道氣驅(qū)的一種，提高了多元熱流體未波及區(qū)原油的動(dòng)用程度。

圖1 油藏?cái)?shù)值模擬模型

2.2.2 多周期吞吐后井網(wǎng)井型優(yōu)選

常見的火驅(qū)井網(wǎng)類型包括面積火驅(qū)及線性火驅(qū)。B29h2井位于區(qū)塊東南低部位處，單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量為32.1×104m3，目前處于第3周期吞吐，累計(jì)產(chǎn)油量為4.0×104m3，采出程度僅為12.5%。鑒于B29h2井井控儲(chǔ)量范圍內(nèi)油藏傾角較小(約為2.2 °)，這2種井網(wǎng)類型均適用。對(duì)面積法中的五點(diǎn)法井網(wǎng)以及水平井線性井網(wǎng)火驅(qū)進(jìn)行開發(fā)效果對(duì)比(表2)可知，采用水平井線性井網(wǎng)，火線見效時(shí)間提前，采出程度最高，同時(shí)擁有較低的空氣油比，因此，對(duì)于多周期吞吐后的生產(chǎn)井，推薦新增2口水平井，進(jìn)行轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)。

表2 不同火驅(qū)井網(wǎng)類型轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比

2.3 驅(qū)替模式的選擇

B29h2井控制面積超過(guò)0.1 km2，考慮到海上油田不具備加密井網(wǎng)的條件，注采井距可能會(huì)超過(guò)陸地成功實(shí)施火驅(qū)的項(xiàng)目。根據(jù)優(yōu)選的井網(wǎng)類型，對(duì)大井距開發(fā)進(jìn)行可行性分析，優(yōu)選最適合多元熱流體吞吐后轉(zhuǎn)火驅(qū)的火線推進(jìn)模式。

2.3.1 大井距開發(fā)可行性

目前，陸地上成功實(shí)施線性火驅(qū)的油田一般為低密度井網(wǎng)(井距為70～141 m)，單井產(chǎn)能較低[13-16]，與海上稠油高效開發(fā)的理念不符。采用水平井井網(wǎng)、140 m井距提高了單井產(chǎn)能(高峰日產(chǎn)油量超過(guò)100 m3/d)，但為了獲得更高的單井累產(chǎn)油量，提高火線波及范圍，提高火驅(qū)壽命期，需繼續(xù)提高火驅(qū)注采井距。對(duì)注采間距為120～220 m火驅(qū)開發(fā)效果進(jìn)行對(duì)比(圖2)，由圖2可知，隨著注采井距的增大，火線見效時(shí)間延后，峰值產(chǎn)油量增幅并不明顯，同時(shí)累產(chǎn)油量增大，當(dāng)井距達(dá)到220 m時(shí)，累產(chǎn)油增加不明顯，火線見效時(shí)間滯后，成本回收期延長(zhǎng)，因此，推薦線性井網(wǎng)注采井距為200 m。

圖2 不同注采井間距火驅(qū)開發(fā)效果對(duì)比

2.3.2 燃燒模式選擇

線性火驅(qū)火線燃燒模式一般有3種：①“移風(fēng)接火”式：當(dāng)燃燒前緣推進(jìn)至生產(chǎn)井或生產(chǎn)井氧氣突破后關(guān)閉原注氣井，原生產(chǎn)井變?yōu)樾伦饩?；②“一注兩采”式：同一注氣井?duì)應(yīng)多排生產(chǎn)井開發(fā)；③“雙向驅(qū)替”式：1口采油井對(duì)應(yīng)2口注氣井，火線延2個(gè)方向推進(jìn)[17-20]。

對(duì)B29h2井上述3種燃燒模式進(jìn)行數(shù)值模擬(表3)，由表3可知，采用“一注兩采”式驅(qū)替，累計(jì)產(chǎn)油量較高且空氣油比較低，同時(shí)穩(wěn)定泄油期較長(zhǎng)。主要原因?yàn)椋孩俚?排生產(chǎn)井在形成煙道氣驅(qū)之前可以利用熱流體的余熱實(shí)施吞吐引效，加快火線見效速度，充分動(dòng)用水平井附近剩余油；②盡管雙向驅(qū)替高峰產(chǎn)油量較高，但火驅(qū)有效期較短，氣油比達(dá)到5 000 m3/m3(冷凝水抵達(dá)生產(chǎn)井，失去火驅(qū)開發(fā)價(jià)值)[21]的時(shí)間較快，油藏存在一定傾角，油藏不同構(gòu)造部位燃燒和產(chǎn)出速度不均衡。因此，B29h2井考慮“一注兩采”的火驅(qū)燃燒模式。

表3 不同燃燒模式火驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比

2.4 注氣參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 注氣速率設(shè)計(jì)

(1) 直井注氣速率設(shè)計(jì)。根據(jù)國(guó)外已開發(fā)油田的礦場(chǎng)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，允許的最大注氣速率為[22]：

q=0.1LhVR

(1)

式中：q為允許的最大注氣速率，104m3/d；L為注采井間距，m；h為油層厚度，m；VR為燃燒單位體積油砂需要的空氣量，m3/m3。

實(shí)驗(yàn)測(cè)得含油砂巖耗氧量為330 m3/m3，油層平均厚度為5 m，注采井間距為180 m，則單井最高注氣速率為2.97×104m3/d，因此，對(duì)直井注氣速率分別為1.00×104～3.00×104m3/d進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，并對(duì)不同注氣速率下的火驅(qū)開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比分析(表4)。

由表4可知，隨著注氣速率增大，采出程度先增大后減小，累計(jì)空氣油比逐漸增大。推薦單井注氣速率為1.50×104～2.00×104m3/d。

表4 直井不同注氣速率下開發(fā)指標(biāo)

(2) 水平井注氣速率設(shè)計(jì)。水平井可在沿水平井水段方向大幅度提高注氣強(qiáng)度，提高油層的吸氣能力，但考慮平臺(tái)注氣設(shè)備的現(xiàn)有條件，最高注氣速率為0.40×104m3/h，在低于油層破裂壓力范圍內(nèi)，可適當(dāng)增大注氣速率。綜合考慮注氣設(shè)備的限制以及多元熱流體吞吐井現(xiàn)場(chǎng)的消耗空氣量，推薦水平井單井注氣速率為4.80×104m3/d。

2.4.2 注氣井射孔層位優(yōu)化

為發(fā)揮蒸汽的超覆效果，提高煙道氣波及范圍的產(chǎn)油量，將實(shí)施多元熱流體吞吐生產(chǎn)井設(shè)置在油層頂部。世界范圍內(nèi)已成功實(shí)施火驅(qū)的薄互層或薄層油藏如杜66塊、紅淺1井區(qū)及印度Balol油田等，為了抑制空氣的超覆現(xiàn)象，提高縱向動(dòng)用程度，注氣井通常避射油層中上部[23-24]；此外，由于目標(biāo)區(qū)塊的反韻律構(gòu)造，油層中下部動(dòng)用程度較差，因此，推薦垂直注氣井底部射開，水平注氣井設(shè)在油層底部，可以延長(zhǎng)火線推進(jìn)距離，降低火線到達(dá)水平生產(chǎn)井的時(shí)間，延緩空氣及煙道氣超覆現(xiàn)象。

3 NB35-2油田南區(qū)吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)方案

以NB35-2油田南區(qū)地質(zhì)模型和動(dòng)態(tài)歷史擬合結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)合得到的最優(yōu)井網(wǎng)類型、驅(qū)替模式和注采參數(shù)，針對(duì)第1周期吞吐效果較差的井(B27h1井)以及處在第3周期吞吐的井(B29h2、B44h井)共3口井進(jìn)行整體火驅(qū)方案設(shè)計(jì)，重啟原廢棄生產(chǎn)井1口(B02s井)，新增水平井4口(注氣井2口、采油井2口)，形成直-平組合井網(wǎng)1組，水平井線性井網(wǎng)2組。垂直井注氣速率為1.5×104～2.0×104m3/d，注氣井底部射開；水平井火驅(qū)井網(wǎng)采用“一注兩采”火線燃燒模式，單井最大注氣速率為4.8×104m3/d，注采井間距為200 m，新增水平井位于油層底部。數(shù)值模擬預(yù)測(cè)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)如圖3所示，轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)8 a，累計(jì)產(chǎn)油為22.3×104m3，較繼續(xù)進(jìn)行吞吐開發(fā)(共2輪)累計(jì)增油為13.1×104m3，累計(jì)空氣油比為2 618 m3/m3。邊部油井增油為3.3×104m3，2口多周期吞吐井轉(zhuǎn)驅(qū)后平均采出程度可達(dá)36.8%，平均單井累產(chǎn)油量達(dá)到12.4×104m3。

圖3 轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)與繼續(xù)多元熱流體吞吐開發(fā)年產(chǎn)油量與累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比曲線

經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果(表5)表明，盡管側(cè)鉆新井及引進(jìn)新技術(shù)等增加了火驅(qū)投資，但火驅(qū)操作成本的降低及單井累產(chǎn)量的大幅增加使轉(zhuǎn)驅(qū)具有良好的經(jīng)濟(jì)性，并有較短的投資回收期，各方案內(nèi)部收益率為14.7%～26.2%，均保持在中海油最低內(nèi)部收益率要求之上，保證了火驅(qū)開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。

表5 轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)與保持多元熱流體吞吐開發(fā)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

4 結(jié) 論

(1) 多周期吞吐導(dǎo)致井底供液能力下降、油藏的反韻律構(gòu)造、邊部?jī)?chǔ)量豐度低及邊水的突進(jìn)是部分多元熱流體吞吐井低產(chǎn)、低效的原因，有必要研究后續(xù)接替技術(shù)；海上稠油熱采平臺(tái)空間、井槽有限，鉆井、操作費(fèi)用較高，需要探索具有海上特色的火驅(qū)方式。

(2) 根據(jù)海上稠油熱采“少井、高產(chǎn)”的原則，充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)條件，對(duì)處在邊部的吞吐井建立“直-平組合”的火驅(qū)注采模式，處在多周期吞吐的井采用線性井網(wǎng)開發(fā)效果最佳；“一注兩采”的火線驅(qū)替模式更適合海上油田吞吐后轉(zhuǎn)火驅(qū)，同時(shí)，適當(dāng)增大轉(zhuǎn)驅(qū)注采井距，仍然可以形成有效驅(qū)替；將注氣位置設(shè)置在油層底部，可以遏制超覆現(xiàn)象，同時(shí)提高縱向動(dòng)用程度，延長(zhǎng)火線驅(qū)替距離。

(3) 分別對(duì)3口處于不同開發(fā)周期的井進(jìn)行整體開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)，火驅(qū)較多元熱流體吞吐開發(fā)大幅度提高了原油產(chǎn)量，邊部油井累計(jì)增油3.3×104m3，處于第3周期吞吐的井“吞吐+火驅(qū)”累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到12.4×104m3，最終采出程度達(dá)到36.8%，轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)具有可行性。