2016, Vol. 38
[PDF全文]
热力采油技术是一项能够大幅度提高稠油采收率的技术，是目前陆地稠油油田开发的有效手段。稠油热采技术在中国的辽河、新疆、胜利、河南等陆地油田均获得成功应用，取得了显著的经济和社会效益[1-9]。 陆地稠油热采技术相对成熟，但海上稠油热采开发受油层埋深、井型、层系、钻完井、海上平台空间、锅炉用水及成本经济等因素的制约，存在着诸多困难和挑战[10-12]。为改善海上稠油油田的开发效果，提高单井产能、提高油田最终采收率，在广泛吸取陆地稠油油田热采经验的基础上，并结合海上油藏特点进行采油工艺、工程技术等方面深入研究之后，海上A油田开展了多元热流体吞吐热采试验。对于多元热流体的增产机理室内实验研究比较多见，但对于矿场应用效果的评价几乎空白。A油田是海上首个实施稠油多元热流体吞吐开发的先导试验区，已完成15井次多元热流体第一轮吞吐，为了总结热采开发经验，理清推广多元热流体开发技术需要亟待解决的问题，指导渤海后续非常规稠油油田的开发，对于热采开发效果的准确评价就显得尤其重要。
1 油藏地质特征A油田位于渤海中部海域石臼坨凸起西南端，是一个由半背斜、复杂断块和斜坡带3种圈闭类型组成的复式鼻状构造。受断层影响，油田被分割为南区和北区。南区是本文探讨的目标区，南区主要含油层段为明下段Nm05、Nm09、NmI$^{1+2}$油组，发育有多套油水系统。储层高孔高渗，平均孔隙度35%，平均渗透率4 245 mD。原油具有高密度、高黏度、高胶质沥青质含量、低凝固点的特点，地层温度下地面脱气油黏度约3 000 mPa$\cdot$s，受地层温度影响，地下原油黏度约700~1 300 mPa$\cdot$s，属于Ⅰ-2类普通稠油[1]。 由于油藏构造幅度低，油水关系复杂，过渡带储量比例大，约占探明储量的33%。
2 热采井开发动态特征A油田南区于2005年9月投产，采用天然能量常规冷采开发，截至2013年9月，冷采井累产油量57.0$\times$104m3，采出程度约为2.0%。在开发过程中主要暴露出受原油黏度的影响冷采井产能低、含水上升快，部分井投产即高含水甚至暴性水淹。因此，常规冷采开发，无论从单井产能，还是采收率，都无法满足海上高速高效开发的要求。为了改善开发效果、提高单井产能和采收率，自2010年起，区块实施多元热流体吞吐规模开采，实施多元热流体吞吐热采井15口，热采井约经历3年的开发时间，采出程度约为1.0%。根据区块热采井日产油量及含水率变化特征，可将热采井归纳为两类：
第Ⅰ类：稳定产油、稳定低含水类型。该类型热采井产油量及含水率变化具有相似的特征，产油量处于较稳定的状态，递减缓慢；含水率低且保持较好，热采井开发效果较好，单井年均累积产油1.83$\times$104m3，最高的井第1 a累积产油2.48$\times$104m3；含水率基本稳定在20%以内，最低仅9.7%。为探寻该类型热采井开发效果较好的原因，统计了各热采井水平段长度、跟端和指端在平面及垂向上距离边水的距离、产油量等参数，如表 1所示。该类型热采井渗透率、有效厚度相差不大，且均处于纯油区，在平面上各井距内含油边界的最短距离保持在300 m以上，垂向上离边水有一定距离，开发过程中未见边水的突进，热采未受边水的影响。
| 表1 第Ⅰ类热采井参数统计表 Table 1 Statistical data of type Ⅰ thermal recovery wells}{}\renewcommand{\arraystretch |
 |
第Ⅱ类：产油快速下降，含水快速上升型。该类型热采井含水率呈近似直线上升，随含水率的上升日产油量递减较快，热采井年均累产油仅1.0$\times$104m3，含水率高达80%，开发效果较差。统计各热采井的水平段长度、跟端和指端距离边水的距离、产油量等参数，如表 2所示。该类型的热采井也均处于纯油区内，但距离内含油边界较近，B28H井距离边水130 m、B43H井距离边水仅50 m，距离边水过近导致在开发过程中边水突进，含水率急剧上升，影响热采效果。
| 表2 第Ⅱ类热采井参数统计表 Table 2 Statistical data of type Ⅱ thermal recovery wells |
|
通过以上对热采井开发生产动态归纳分析认为，对于边水油藏，为避免边水突进对热采开发效果的影响，建议热采井距离边水在200~300 m以上。
3 热采井开发效果评价 3.1 热采降黏效果初步评价多元热流体吞吐开发主要通过降低原油黏度，改善油水流度比提高原油采收率。多元热流体吞吐开发过程中虽然注入了大量的烟道气，但烟道气溶解降黏作用有限，在近井附近起主要降黏作用的是热流体所携热的热焓。利用热采井井底流温监测数据，同时结合地面原油黏温数据初步分析温度升高对地层原油的降黏效果。对热采井井底流温进行统计，同时统计各井从自喷时刻起井底流温的变化，在热采周期内热采井流温变化趋势呈对数递减，开始下降较快，之后变缓，如图 1所示。将流温反推至自喷开始时刻并结合油藏数值模拟计算结果，其井底附近地层温度处于120~140℃；热采井下泵初期流温在70~100℃，平均85℃。对自喷时刻及下泵初期的降黏效果进行初步分析，由于加热降黏作用，在自喷时刻原油黏度从初始的1 404mPa$\cdot$s 降至54 mPa$\cdot$s，下降幅度达96%；在下泵初期原油黏度下降至211 mPa$\cdot$s，下降幅度85%。可见，多元热流体对A油田原油敏感，降黏效果较好。
 |
| 图1 B34H井流温曲线 Fig. 1 Bottom hole temperature curve of B34H |
为准确评价多元热流体吞吐热采开发效果，采取两种方式将热采与冷采开发效果进行对比。一是对比同井注热前后开发效果，二是对比同层位相邻位置冷热采井开发效果。(1) 对比同井注热前后开发效果，如图 2 所示。可以看出，B14M井及B33H井热采阶段第1个月平均日产油是冷采阶段的2倍，前3个月平均日产油是冷采的1.6倍。B33H井热采阶段第1 a累积产油量为1.86$\times$104m3，冷采阶段，考虑递减，第1 a预测累积产油量为1.24$\times$104m3，热采阶段第1年累产油为冷采阶段的1.5倍；B14M井热采阶段第1 a累产油1.21$\times$104m3，是冷采的1.4倍。同时，对比3组同层位相邻位置冷热采井产量，如图 3所示。可以看出，第1对比组，热采井B36M和B44H 井水平段有效长度平均为210 m，前3个月平均日产油63 m3，是同层位相邻位置冷采井B23M的1.8倍；第1 a累产油1.88$\times$104m3，是B23M 井的1.3 倍；冷采井B23M水平段有效长度为452 m，若考虑水平段长度因素，热采井累产可达冷采井的1.5倍。第2 对比组，热采井B28H前3个月平均日产油为59 m3，是相邻冷采井B12M的1.8倍，第1 a累产油1.82$\times$104m3，是冷采井B12M的2.4倍。第3组，热采井B43H前3个月平均日产油为冷采井B20M的1.7倍，第1 a累产油量是冷采井B20M的1.2倍。从两种对比方式综合来看，周期平均产能和累产油量均是冷采井的1.5~2.0倍左右，热采开发效果明显好于冷采。
 |
| 图2 同井注热前后产量对比 Fig. 2 Normal and thermal production comparison of the same well |
 |
| 图3 同层位相邻位置冷热采井产量对比 Fig. 3 Production comparison of thermal recovery well and adjacent normal production well in the same layer |
确定多元热流体吞吐热采井的有效期是准确计算热采增油量、评价热采效果以及转注下一轮次的关键。本文利用流温法及米采油指数法两种方法综合评价A油田多元热流体吞吐热采有效期。流温法确定有效期即热采井流温下降至同层位相邻冷采井流温所经历的生产时间；米采油指数法确定有效期即热采井的米采油指数下降到同层位相邻冷采井的米采油指数所经历的生产时间。以B34H井为例，具体说明利用流温和米采油指数确定有效期的方法。根据相近相邻原则，选取冷采井B14M井作为对比井，将B34H井流温及米采油指数数据与B14M井进行对比，如图 4所示。热采井开井生产至两井流温曲线出现交叉点时所经历的时间即B34H井的有效期，从图中可以直观看出，流温法及米采油指数法确定的B34H井的有效期接近，分别为341 d和333 d，取两种方法的平均值337 d作为B34H井的有效期。
 |
| 图4 流温法及米采油指数法确定有效期 Fig. 4 Integrated evaluation method to analyze the valid period using bottom hole temperature and productivity index data |
利用流温法及米采油指数法对A油田热采井有效期进行评价，A油田热采井有效期在240~339 d，平均298 d。依据热采有效期分析，为了提高热采经济效益，应适时转注二轮吞吐。
3.3.2 热采井产能及増油量评价统计热采井钻前方案设计值及完钻投产后的平均日产油、周期累产油量、周期增油量、油汽比等指标，见表 3 所示。可以看出，B34H井开发效果最好，平均日产油在70 m3，周期产油量达2.33$\times$104m3，与冷采相比增油1.22$\times$104m3；第一周期平均日产油量57 m3，周期产油量1.84$\times$104m3，周期增油量0.74$\times$104m3，周期油汽比5.3 m3/m3。由于目前国内外尚缺乏关于多元热流体吞吐效果评价的体系，因此本文从周期平均日产油量，周期产油量及周期油气比3方面指标综合考虑是否达到设计，定义周期累积产油量、油汽比、平均日产符合率在70%以上为达到预期设计，其他为未达设计。可见，B34H远超设计要求，B31H、B36M及B28H基本达到设计要求，其他热采井由于采取出砂限液措施、边水突进等原因未达到设计要求。
| 表3 热采井钻前设计与钻后实际开发效果对比表 Table 3 Development effect comparison of the actual data and pre-drilling design value |
|
(1) 地层原油黏度
A油田是复杂的河流相沉积，同一砂体内发育多套油水系统，且不同油水系统内的原油性质各异。对比分析了各热采井地层原油黏度对累产油量的影响，发现地层原油黏度越低，热采井累积油量越高，B36M井原油黏度最低，累积采油量最高，B31H井的其他参数与B36M相当，但地层原油黏度高，其累积采油量相对较低，仅1.5$\times$104m3。
(2) 水平段长度、钻遇砂层厚度
对比了各热采井水平段钻遇的油层厚度、水平段长度及有效长度，并与钻前设计值进行对比。发现，水平井段长度基本相当，均在200 m左右，钻遇油层厚度基本达到设计要求，多数井在6~10 m，油层厚度越大单井周期累积采油量越高，B34H井钻遇油层厚度最大，达到12 m，这是该井热采效果较好的原因之一。
(3) 注入参数对比
注热参数是影响热采井开发效果的重要因素。分别对比了多元热流体注入温度、周期注入量和焖井时间等参数。多元热流体发生器出口温度240℃左右、焖井时间3~5 d，均达到设计；周期注入量在3 000~4 500 m3，几乎均达到钻前设计，周期注入量越大单井周期累积采油量越高，仅B43H井实际周期注入量是设计值的65%，这是B43H井周期产油量偏低的主要原因之一。
从表 4中可以看出，影响热采井周期开发效果的主要因素是地层原油黏度、油层厚度、周期注入量。地层原油黏度越低周期产油量越高、地层厚度越大周期累产油量越高、周期注入量越大周期累产油量越多。
| 表4 热采井钻前设计与钻后实际相关参数对比表 Table 4 Parameter comparison of the actual data and pre-drilling design value |
|
(1) 热采井开发效果与油井距离边水的距离密切相关，建议热采井距离边水在200~300 m以上；其次影响热采井周期开发效果的主要因素是地层原油黏度、油层厚度和周期注入量。
(2) A油田热采井多元热流体吞吐有效期在240~339 d，平均298 d。
(3) 热采井第一周期平均产能57 m3/d、周期平均累产油量1.8$\times$104m3、周期平均增油量0.70$\times$104m3、周期平均产能和累产油量均是冷采井的1.5~2.0倍左右，热采开发效果好于冷采。
| [1] | 张义堂. 热力采油提高采收率技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2006 . |
| [2] |
刘尚奇, 许心伟, 张锐. 稠油油藏水平井热采应用研究[J].
石油勘探与开发, 1996, 23 (2) : 65 –69.
LIU Shangqi, XU Xinwei, ZHANG Yue. A simulation study on the application of horizontal wells in heavy oil reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 1996, 23 (2) : 65 –69. |
| [3] |
宫俊峰, 曹嫣镔, 唐培忠, 等. 高温复合泡沫体系提高胜利油田稠油热采开发效果[J].
石油勘探与开发, 2006, 33 (2) : 212 –216.
GONG Junfeng, CAO Yanbin, TANG Peizhong, et al. Improving development efficiency of heavy oil in Shengli Oilfield by using high-temperature compounded foaming agent[J]. Petroleum Exploration and Development, 2006, 33 (2) : 212 –216. |
| [4] |
刘尚奇, 杨双虎, 高永荣, 等. CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱技术研究[J].
石油学报, 2008, 29 (3) : 414 –417.
LIU Shangqi, YANG Shuanghu, GAO Yongrong, et al. Study on CO2-assisted steam flooding process combined vertical and horizontal wells[J]. Acta Petrolei Sinica, 2008, 29 (3) : 414 –417. |
| [5] |
孙玉环, 杨先勇, 张勇, 等. 曙一区杜84块兴I组块状超稠油油藏水平井蒸汽吞吐试验[J].
特种油气藏, 2000, 7 (S) : 37 –40.
SUN Yuhuan, YANG Xianyong, ZHANG Yong, et al. Horizontal well steam huff and puff experiment on super heavy oil block reservoir, Xing VI Formation, Du 84 block,Shu 1 area[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2000, 7 (S) : 37 –40. |
| [6] |
李兆敏, 孙晓娜, 鹿腾, 等. 烟道气改善超稠油蒸汽吞吐开发效果研究[J].
新疆石油地质, 2014, 35 (3) : 303 –306.
LI Zhaomin, SUN Xiaona, LU Teng, et al. Study on the performance of flue gas improving steam huff and puff for super-heavy oil reservoir[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2014, 35 (3) : 303 –306. |
| [7] |
陈金宝, 张庆龙, 于兰兄, 等. 断层对辽河盆地杜229断块超稠油成藏与生产的影响[J].
地球科学与环境学报, 2006, 28 (3) : 48 –52.
CHEN Jinbao, ZHANG Qinglong, YU Lanxiong, et al. Effect of fault on forming and production of heavy oil reservoir in Du229 faulted block,Liaohe Basin[J]. Journal of Earth Science and Environment, 2006, 28 (3) : 48 –52. |
| [8] |
王兆会, 高宝奎, 高德利. 注汽井套管热应力计算方法对比分析[J].
天然气工业, 2005, 25 (3) : 93 –95.
WANG Zhaohui, GAO Baokui, GAO Deli. Calculation method of casing thermal stress in steam injection well and its correlation analysis[J]. Natural Gas Industry, 2005, 25 (3) : 93 –95. |
| [9] |
张贵才, 潘斌林, 葛际江, 等. 辽河稠油蒸汽吞吐条件下降黏规律研究[J].
油田化学, 2007, 24 (1) : 19 –23.
ZHANG Guicai, PAN Binlin, GE Jijiang, et al. Study on thermal cracking for Liaohe heavy oil during steam soak[J]. Oilfield Chemistry, 2007, 24 (1) : 19 –23. |
| [10] | 陈明. 海上稠油热采技术探索与实践[M]. 北京: 石油工业出版社, 2012 . |
| [11] |
徐文江, 赵金洲, 陈掌星, 等. 海上多元热流体热力开采技术研究与实践[J].
石油科技论坛, 2013, 32 (4) : 9 –13.
XU Wenjiang, ZHAO Jinzhou, CHEN Zhangxing, et al. Study on practice of thermal recovery technology for offshore multiple thermal fluids[J]. Oil Forum, 2013, 32 (4) : 9 –13. |
| [12] |
王雪飞, 杨歧年, 赵启彬. 多元热流体吞吐技术在海洋稠油探井测试中的应用[J].
油气井测试, 2011, 20 (3) : 35 –36.
WANG Xuefei, YANG Qinian, ZHAO Qibin. Application of multiple thermal fluid handling technology in testing of the exploration well for marine heavy oil[J]. Well Testing, 2011, 20 (3) : 35 –36. |