海上稠油油藏水平井注蒸汽開發(fā)技術(shù)研究

劉義剛　鄒劍　王秋霞　王弘宇　劉昊

摘????? 要：為提高海上稠油油藏水平井注蒸汽開發(fā)效果，以渤海某油田明化鎮(zhèn)組稠油油藏為實例，首先分析了該稠油油藏注入蒸汽開采的經(jīng)濟和技術(shù)可行性，明確了該稠油油藏具有良好的注汽開發(fā)前景，通過油藏數(shù)值模擬方法，分別模擬了注蒸汽速度、關(guān)井時間、井底蒸汽干度、蒸汽溫度和采液速度對周期內(nèi)注汽開發(fā)效果的影響。結(jié)果表明：最佳注蒸汽參數(shù)設(shè)定為注蒸汽速度350 m³/d、關(guān)井時間6 d、井底蒸汽干度0.8、蒸汽溫度370 ℃、采液速度150 m³/d，同時為進一步提高注蒸汽開發(fā)效果，在設(shè)備條件允許的情況下，盡可能地提高注入蒸汽的溫度來達(dá)到更好的注采效果。

關(guān)? 鍵? 詞：海上油田;稠油油藏;水平井;注蒸汽

中圖分類號：TE345??????????? 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A?? 文章編號： 1671-0460（2020）07-1447-05

Study on Steam Injection Development Technology of

Horizontal Well in Offshore Heavy Oil Reservoirs

LIU Yi-gang， ZOU Jian， WANG Qiu-xia， WANG Hong-yu， LIU Hao

（CNOOC Tianjin Branch， Tianjin 300280， China）

Abstract： In order to improve the steam injection development effect of horizontal well in offshore heavy oil reservoirs， taking Minghuazhen formation heavy oil reservoir in Bohai oilfield as an example， the economic and technical feasibility of steam injection production in this heavy oil reservoir was analyzed， and it was pointed out that this heavy oil reservoir had a good prospect of steam injection development. Through the numerical simulation method of reservoir， the influence of steam injection speed， shut-in time and bottom steam dry on the development effect was investigated The results showed that the best steam injection parameters were as follows： steam injection speed 350 m3/d， shut-in time 6 d， bottom steam dryness 0.8， steam temperature 370 ℃， liquid production speed 150 m3/d; In order to further improve the steam injection development effect， the steam injection temperature should be increased as much as possible.

Key words： Offshore oilfield; Heavy oil reservoir; Horizontal well; Steam injection

海洋具有豐富的自然資源，海上油田的開發(fā)成為未來石油與天然氣供應(yīng)的重要來源。我國渤海及南海油氣田的勘探已經(jīng)持續(xù)了多年^[1]，目前已開發(fā)出多個小型油田和氣田，例如南堡油田、秦皇島油田、曹妃甸油田等，其中稠油油藏占比較大，因此如何高效開發(fā)稠油油藏成了目前海上油田開發(fā)的重要環(huán)節(jié)^[2]。稠油由于黏度較高，在地層環(huán)境中流動較難，采用常規(guī)開發(fā)手段采收率較低，無法良好地動用地下原油資源。我國陸地上新疆、遼河、南陽等區(qū)域也分布有稠油油藏，多年的開發(fā)過程積累了豐富的經(jīng)驗。

李建成針對稠油降黏問題，采取了注蒸汽技術(shù)，實踐證明有效地提高稠油流動速度;孫曉飛等為提高稠油油藏冷采后期開發(fā)效果，通過泡沫油非常規(guī)注氣膨脹實驗，分析注氣過程二次泡沫油的形成，實驗分析表明通過注入天然氣比衰竭開發(fā)提高采收率7%左右;徐勇等探討了目前常見的注氣提高采收率方法，對比了注二氧化碳和注氮氣開發(fā)效果，分析了近年來稠油油藏注氣室內(nèi)物理模擬實驗，總結(jié)了稠油油藏注氣開發(fā)工藝;王靜等針對水平井注蒸汽開采后期注氣效率較低、蒸汽驅(qū)動范圍較小的問題，分析了多種不同的注氣方案，最終選擇水平進組一注多采、直井吞吐的注汽模式，有效提高井組驅(qū)替原油效率;裴磊針對歡127斷塊開發(fā)中后期受氣竄、水淹影響注氣效果較差，采取了組合吞吐注氣方案，使得注入階段延長2個周期，有效地提高了最終采收率;袁玉鳳等針對低滲透稠油油藏開發(fā)過程注入困難，通過室內(nèi)物理模擬實驗，分析了氣水交替混注提高采收率效果;馮高城等分析了海上注氣驅(qū)開發(fā)的影響因素，提出了相關(guān)的解決措施，認(rèn)為需要將注氣過程工藝措施實現(xiàn)本土化，并結(jié)合多技術(shù)手段聯(lián)合實施，以達(dá)到降低開發(fā)風(fēng)險的目的^[3-11]。

綜上所述，近年來對于陸上稠油油藏及海上稠油油藏注氣開發(fā)已經(jīng)取了的大量的成果，但隨著海上稠油油藏的規(guī)?；_發(fā)，特別是近年來采取大斜度井、水平井開采，無論從經(jīng)濟技術(shù)還是投資成本而言，蒸汽吞吐、井組注氣開發(fā)仍然需要進一步研究^[12-13]。本文以渤海某油田為實例，通過海上稠油油藏注蒸汽吞吐數(shù)值模擬，分析注蒸汽經(jīng)濟及技術(shù)可行性，并優(yōu)化注采參數(shù)，為海上稠油油藏水平井注蒸汽開發(fā)提供借鑒。

1 ?注蒸汽經(jīng)濟可行性論證

海上油田由于鉆井平臺等設(shè)備投資較大，總體采油成本較高，因此在進行注蒸汽方案措施論證過程，需要對經(jīng)濟可行性開展評估，分析水平井注蒸汽吞吐開采周期及經(jīng)濟極限日產(chǎn)油^[14]。

1.1? 注氣吞吐可行性

根據(jù)內(nèi)陸稠油油藏注蒸汽開發(fā)經(jīng)驗分析表明，影響注蒸汽開發(fā)效果主要原因為：稠油油藏原油性質(zhì)、油層厚度、油層埋深、儲層滲透率、儲層孔隙度、含油飽和度、油藏儲量等。目前為止我國稠油油藏注蒸汽開發(fā)參考標(biāo)準(zhǔn)為中石油勘探開發(fā)研究院劉文章教授編寫的，對渤海某油田稠油油藏進行分類，以原油黏度作為關(guān)鍵指標(biāo)，明確了水平井注蒸汽吞吐選井標(biāo)準(zhǔn)，見表1所示。

研究區(qū)渤海某油田油層組砂體屬于常規(guī)稠油油藏，油藏參數(shù)等屬于我國內(nèi)陸稠油油藏注蒸汽開采一類油藏標(biāo)準(zhǔn)，從該對比標(biāo)準(zhǔn)出發(fā)，渤海某油田稠油油藏基本上適應(yīng)采取注蒸汽開采方式提高采收率（表2）。

1.2? 注蒸汽周期經(jīng)濟極限

注蒸汽開發(fā)稠油油藏方案可行性不僅僅取決于開采技術(shù)指標(biāo)，還與經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)有關(guān)，一般而言利用極限氣油比來判斷開發(fā)效果，即注入蒸汽的量與采出原油的量的比。注氣開發(fā)過程，在一個注采周期內(nèi)，當(dāng)極限氣油比，也就是注入的蒸汽成本已經(jīng)超過了采出原油稅后的產(chǎn)值時，該輪次注采周期內(nèi)采油代表著虧損，因此不建議開展下一輪次的注采周期。

通過分析計算海上油田注蒸汽采油經(jīng)濟技術(shù)參數(shù)，見表3所示，按照稠油開采成本計算800元·m^-3、1 000元·m^-3、1 200元·m^-3，按照油價30～80美元區(qū)間計算不同油價下的極限經(jīng)濟成本，見圖1。在油價40美元條件下，按照每立方米油開采成本為1 200元得到經(jīng)濟極限氣油比為0.39，因此以0.39作為本次研究過程渤海某油田水平井注蒸汽開采經(jīng)濟極限油氣比。

1.3? 注蒸汽日產(chǎn)油經(jīng)濟極限

經(jīng)濟極限日產(chǎn)油為一個注采周期內(nèi)的平均日產(chǎn)油量，對目前渤海海上開采的油藏進行投資估算后分析表明，第一個注采周期內(nèi)單井開采成本為900萬元，第二和和三注采周期分別為700、600萬元，基本上三個注采周期可以回收投資成本，計算出前三個周期內(nèi)日產(chǎn)油經(jīng)濟極限為14、12、10 m³·d^-1。

2? 區(qū)塊某井地質(zhì)模型構(gòu)建

渤海某油田位于渤海灣盆地中部海域，明化鎮(zhèn)組為主力油層，沉積相為曲流河類型，巖性及構(gòu)造性油藏，目前勘探研究表明儲量資源豐富，含有稠油儲量約1.080×10⁷ m³，以此油藏為基礎(chǔ)建立數(shù)值模型，網(wǎng)格設(shè)置為70 m×20 m×10 m，井型為水平井，水平段長度400 m，井眼軌跡位于油層中下部位置，模型如圖2所示，油層基本參數(shù)見表4。

稠油由于其獨特的性質(zhì)，原油黏度受油藏溫度影響較大，因此理論上通過注蒸汽能提高油藏溫度，進而有效地降低原油黏度，提高原油在地層的流動性，達(dá)到提高開采效果目的（圖3）。

3? 注蒸汽參數(shù)優(yōu)化

水平井注蒸汽開采效果不僅與油藏原始特征有關(guān)，還與注采參數(shù)設(shè)計有關(guān)，包括注蒸汽速度、關(guān)井時間、井底蒸汽干度、蒸汽溫度、采液速度等，對于不同油藏特征，需要分析與之相關(guān)的這些因素，才能有效地設(shè)計良好的注采方案。

3.1? 注蒸汽速度

注蒸汽速度決定了注入熱蒸汽在地層的作用范圍，通常情況作用范圍越大，對油藏內(nèi)原油的波及影響越大，但注入蒸汽速度過快，超過了油藏的承受能力，則不利于注采經(jīng)濟性。為了分析所建立明化鎮(zhèn)組油藏注蒸汽速度的影響，在其他參數(shù)固定不變的條件下，進行單一參數(shù)變量分析，設(shè)定注氣速度為200、250、300、350、400 m³·d^-1共5組，設(shè)定注入總量為4 000 m³不變，則注蒸汽天數(shù)為20、16、13.3、11.4、10 d。數(shù)值模擬分析表明， 注氣周期內(nèi)注氣速度越大產(chǎn)油量越高，這是由于注氣過程較大的注蒸汽速度提高了井底注入壓力，促進蒸汽向更深的地層滲透，提高了注入蒸汽的影響范圍。而通過收益比發(fā)現(xiàn)，即注氣周期內(nèi)注蒸汽的操作成本與采出原油的收益比較，按照原油價格為40美元，在注氣速度超過350 m³·d^-1后收益比有所下降（圖4）。

3.2? 關(guān)井時間

為了分析注蒸汽后關(guān)井時間對注采開發(fā)效果的影響，設(shè)定其他參數(shù)不變的情況下，通過數(shù)值模擬注蒸汽后關(guān)井2、4、6、8、10 d作為一個注采周期，分析關(guān)井后開井產(chǎn)油量，結(jié)果見圖5所示。模擬結(jié)果表明，關(guān)井時間增大，周期產(chǎn)油量先增大后降低，關(guān)井時間為6 d時產(chǎn)油量最大，注采周期內(nèi)效果最好。分析其原因為注蒸汽后關(guān)井，當(dāng)關(guān)井時間不足時，注入的熱蒸汽還未將所攜帶的熱量充分的傳到給油藏內(nèi)深部原油，整體熱傳遞并不充分;而當(dāng)關(guān)井時間過長后，造成注入蒸汽熱量的散失，不能很好地維持油藏溫度，不利于有效地提高地層溫度和降低原油黏度。

3.3? 井底蒸汽干度

為分析注入地層蒸汽干度對注采效果的影響，設(shè)定井底蒸汽干度為0、0.2、0.4、0.6、0.8，通過數(shù)值模擬分析注采周期內(nèi)產(chǎn)油量見圖6所示。模擬表明，蒸汽干度越大，周期產(chǎn)油量越高，其原因為在同樣的注蒸汽條件下，蒸汽干度越高，蒸汽中熱焓值越高，注入地層后能更好地對原油進行熱量傳導(dǎo)。但如果想要實現(xiàn)很高的蒸汽干度，則需要加大設(shè)備投入，提高了相應(yīng)的成本，目前海上作業(yè)過程蒸汽發(fā)生器的井口蒸汽干度能達(dá)到0.8。

3.4? 蒸汽溫度

為分析注入地層蒸汽溫度對注采開發(fā)效果的影響，設(shè)定250、280、310、340、370 ℃作為一個注采周期內(nèi)注氣溫度，數(shù)值模擬研究表明，隨著蒸汽溫度的升高，周期內(nèi)產(chǎn)油量逐漸增大（圖7）。其原因為注入蒸汽溫度越高，能更加有效地提升油藏溫度，同時較高的蒸汽溫度也提高了蒸汽注入地層后的壓力，不僅使地層原油黏度降低較大，相比還提升了油藏的氣驅(qū)壓力，因此在盡可能的情況下，適當(dāng)?shù)靥岣咦⑷胝羝臏囟龋芨玫靥嵘⒉尚Ч?p style="margin-left：22.05pt">3.5? 采液速度

為分析注入蒸汽關(guān)井后開井采液速度對注采效果的影響，通過設(shè)定開井采液速度為50、100、150、200、250 m³·d^-1，數(shù)值研究結(jié)果表明，隨著開井設(shè)定產(chǎn)液量的增加，產(chǎn)油量先增大后降低，而含水率逐漸增大且后期增幅較大（圖8）。反映出較大的產(chǎn)液量將會促進地層水的采出，且由于水的黏度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于原油，造成了水相流度比的增大，較大的產(chǎn)液量不利于原油的產(chǎn)出，因此，建議控制開井產(chǎn)液量。

4? 結(jié) 論

通過論證渤海某油田明化鎮(zhèn)組稠油油藏各項地層參數(shù)滿足稠油油藏準(zhǔn)蒸汽開采各項指標(biāo)，在此基礎(chǔ)上基于地質(zhì)研究成果建立了油藏數(shù)值模擬模型，并開展了數(shù)值模擬研究，用于分析不同注采參數(shù)對注蒸汽開發(fā)效果的影響，進而確定最佳的注采參數(shù)如下：注蒸汽速度350 m³·d^-1、關(guān)井時間6 d、井底蒸汽干度0.8、蒸汽溫度370 ℃、采液速度150 m³·d^-1。

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基金項目：中海石油有限公司重大項目子課題，稠油規(guī)?；療岵捎行ч_發(fā)技術(shù)（項目號：CNOOC-KJ135ZDXM36TJ04TJ）。

收稿日期：2022-03-31

作者簡介：劉義剛（1969-），男，黑龍江省嘉蔭人，教授級高級工程師，博士，研究方向：海上采油工藝研究。E-mail：laizhongqcylf8@126.com。