我国渤海海域稠油资源丰富^[1-2], 稠油总储量已超过20×10⁸ t。其中对于地层原油黏度超过350 mPa · s的稠油, 冷采动用难度较大, 借鉴陆地油田经验, 主要采用蒸汽吞吐方式来开发此类油藏^[3-4]。为更好地动用海上稠油储量, 中海油已在渤海某稠油油田开展了蒸汽吞吐先导试验并取得了一定的效果, 验证了海上平台实施蒸汽吞吐作业的可能性。但在蒸汽注入过程中注汽压力过高使得注汽速度受到影响, 造成较大的热量损失, 严重影响蒸汽吞吐的开发效果。

通过国内外文献调研, 对于注汽压力影响因素的研究仅有定性描述。海上目标油田埋藏深、井斜大, 海上平台对注汽压力的限制要求较高, 本文对影响注汽压力高的主要原因进行半定量的影响程度分析, 为后期注汽改善措施的提出打下可靠基础。

C油田位于渤海东部海域, 重质稠油储量主要集中在明化镇组, 油藏埋深在1 200 m以上, 以河道、滩坝型浅水三角洲沉积为主。储集层横向变化较大, 非均质性强, 有效厚度8~10 m, 平均孔隙度为34.4%, 平均渗透率为3 786.5×10^-3 µm², 属于高孔高渗储层。地层原油黏度为1 052.0~5 369.2 mPa ·s。该区油层分布明显受构造控制, 属于具多套油水系统的层状构造油藏。试采井冷采效果差, 水平井冷采预测采收率仅7%。

A 1井为一口水平井, 所在油藏埋深1 272~1 280 m, 井深2 430 m, 地层原始压力12.6 MPa。如表 1所示, A1井油藏方案、工艺方案以及现场实施的主要注汽参数对比如下:周期注汽量、井口注汽干度、注汽温度以及焖井时间基本满足工艺方案的要求; 主要差别在工艺方案设计第一轮注汽速度250 t/d, 注汽时间12 d, 而实际注入速度平均140 t/d, 注入时间延长至20 d, 井口蒸汽注入压力达到13.1~16.2 MPa。为了避免井底压力超过地层破裂压力, 以及海上注汽安全的施工要求, 井口注汽压力不得超过17 MPa, 且在井口注汽压力超过16 MPa时, 就降低注汽速度以避免压力进一步升高。

表 1(Table 1)

表 1 A1井第一轮主要注汽参数实施情况

表 1 A1井第一轮主要注汽参数实施情况 项目 A1井 工艺方案 现场试验 注蒸汽参数 周期注入量/t 3 000 3 000 注汽速度/（t/d） 250 4~10，平均140 注入压力/MPa 12.8~13.4 13.2~16.2 蒸汽干度/% > 80（井口） > 80（井口） 注入温度/℃ 329.9~333.5 330 ~349 注入时间/d 12 20 焖井时间/d 5 5

根据软件模拟计算(图 1), 当井口参数为注汽压力16 MPa, 温度352.8℃, 干度80%的情况下, 注汽速度为120 t/d至168 t/d时, 井底注汽管出口处干度为0。即在实际的施工条件下, 受方案中注汽压力限制, A1井第一轮注汽速度低, 井底几乎没有干度。

图 1(Fig. 1)

图 1 A1井不同注汽速度下井筒蒸汽干度沿井深变化曲线

研究与分析表明^[5-7], 注汽压力偏高, 主要影响注汽速度, 从而降低注汽干度, 进而影响稠油热采产量。影响蒸汽吞吐注汽压力的主要油藏因素是地层污染、原油黏度、储层性质、地层黏土矿物含量, 以及地层能量等因素^[8-9]。考虑到A1井经过了配伍实验及防膨作业, 以及对各影响因素程度的分析需求, 进一步将地层能量、储层物性、原油黏度等因素作为主要分析的对象^[10]。

正交试验设计是一种利用规格化的、科学合理的正交表格来安排多因素、多水平试验, 并对试验结果进行统计分析, 以确定因素对评价指标的影响程度顺序的实用数学方法^[11-12]。为了反映各影响因素对注汽压力的影响, 采用正交试验的方法来设计试验方案, 针对影响注汽压力的地层能量、原油黏度、渗透率等3个试验因素, 每个因素5个水平^[13-14](表 2)。其中地层能量根据注汽前冷采生产时间长短来衡量, 分别选用注汽前冷采0年、0.5年、1年、1.5年、2年。各试验因素的水平参考A1井所在区块的实际参数。

表 2(Table 2)

表 2 注汽压力影响因素水平

表 2 注汽压力影响因素水平 水平 （A）冷采时间/a （B）渗透率/（×10-3 µm2） （C）原油黏度/（mPa ·s） 1 0 500 1 000 2 0.5 1 000 1 500 3 1 2 000 2 000 4 1.5 3 000 2 500 5 2 4 000 3 000

井底注汽压力直接影响到注汽参数的完成和注汽安全, 选择第一轮注汽结束时井底压力为此次试验结果的评价指标。试验包括3因素5水平, 列出L25(53)正交表(表 3), 共25组试验方案。根据A1井所在砂体的油藏实际模型分别对表 3中的各组试验方案进行计算。

表 3(Table 3)

表 3 注汽压力影响因素的正交试验设计及结果

表 3 注汽压力影响因素的正交试验设计及结果 试验方案 （A）冷采时间/a （B）渗透率/（×10-3 μm2） （C）原油黏度/（mPa ·s） 注汽压力(试验结果) 试验1 1 1 1 15.32 试验2 1 2 2 18.35 试验3 1 3 3 17.48 试验4 1 4 4 16.93 试验5 1 5 5 17.74 试验6 2 1 2 14.23 试验7 2 2 3 14.22 试验8 2 3 4 14.2 试验9 2 4 5 14.2 试验10 2 5 1 14.01 试验11 3 1 3 13.27 试验12 3 2 4 13.23 试验13 3 3 5 13.19 试验14 3 4 1 12.99 试验15 3 5 2 13.03 试验16 4 1 4 12.35 试验17 4 2 5 12.27 试验18 4 3 1 12.02 试验19 4 4 2 12.04 试验20 4 5 3 12.06 试验21 5 1 5 11.42 试验22 5 2 1 11.06 试验23 5 3 2 11.07 试验24 5 4 3 11.08 试验25 5 5 4 11.09

根据正交数值试验设计原理, 极差分析是正交试验结果直观分析的主要依据。一般用T_ij表示第j个因素第i个水平所对应的试验指标总和, 用${{\overset{-}{\mathop{T}}\,}_{\text{ij}}}\ $表示第j个因素对应第i个水平的试验指标均值, 用R_j表示各因素水平均值的极差, R极差为各水平列的最大值减去相应列的最小值。

通过计算各影响因素不同水平的试验指标均值及各指标均值的极差, 得到直观分析表(表 4)。从直观分析表可以看出, 地层能量影响最大水平位冷采时间0年(不冷采), 渗透率和原油黏度所对应注汽压力指标最大的响应水平分别为1 000×10^-3 µm²和3 000 mPa·s。较优水平因素组合结果也说明了渗透率越小、原油黏度越大、地层能量越充足的情况下, 注汽压力越高, 进而说明采用正交试验得到的组合是准确的。根据R极差的公式计算各因素均值的极差大小对各影响因素的重要性进行排序, 极差越大, 该因素影响程度越大。从而得到各因素对注汽压力影响程度的主次排序, 即:地层能量>原油黏度>渗透率(表 4)。

表 4(Table 4)

表 4 直观分析表

表 4 直观分析表 项目 （A）冷采时间/a （B）渗透率/（×10-3 µm2） （C）原油黏度/（mPa ·s） 均值$ {{\overset{-}{\mathop{T}}\,}_{\text{1j}}}$ 17.16 13.32 13.08 均值$ {{\overset{-}{\mathop{T}}\,}_{\text{2j}}}$ 14.17 13.83 13.74 均值$ {{\overset{-}{\mathop{T}}\,}_{\text{3j}}}$ 13.14 13.59 13.62 均值${{\overset{-}{\mathop{T}}\,}_{\text{4j}}}$ 12.15 13.45 13.56 均值${{\overset{-}{\mathop{T}}\,}_{\text{5j}}} $ 11.14 13.59 13.77 极差Rj 6.02 0.51 0.68 较优水平 A1 B2 C5 因素主次： A＞C＞B

蒸汽注入速率与注汽压力是相互关联的参数, 两者只有一个独立变量^[15]。为了进一步验证A1井的注汽压力高的原因, 选取先冷采一年后再开始注汽吞吐的相邻井A2井的第一轮注汽情况并与A1井进行对比。如表 5所示发现:两口井原油黏度相同, A1井渗透率比A2井大, 初始注汽速度基本一致情况下, A2井初始注汽压力比A1井降低近20%;两口井原油黏度相同, A2井渗透率小, A2井注汽总量大, 且两口井注汽平均压力相差不大情况下, A2井的日均注汽速度比A1井提高37.14%。这也从一个方面证实了地层能量对注汽压力的影响很大, 比渗透率的影响要大得多。

表 5(Table 5)

表 5 两口蒸汽吞吐试验井第一轮注汽初始数据对比

表 5 两口蒸汽吞吐试验井第一轮注汽初始数据对比 井号 渗透率/（×10-3 µm2） 地层原油黏度（/mPa·s） 冷采时间/a 累注汽量/t 初始注汽速度/（t ·h-1） 初始注汽压力/MPa 压力降低幅度/% 平均注汽压力/MPa 日均注汽速度/（t·d-1） 注汽速度增加幅度/% A1 5 011 2 337 0 3 000 9.51 14.87 19.97 15.56 140 37.14 A2 2 171 2 337 1 4 500 9.45 11.9 15.72 192

(1) 针对海上中深层稠油油藏的蒸汽吞吐注汽压力影响因素分析, 采用了正交试验设计方法, 得到各因素的半定量敏感程度分析。

(2) 在所选因素位级大小参考目标油藏特征参数情况下, 各因素对注汽压力影响程度由大到小依次为地层能量>原油黏度>渗透率。

(3) 对比两口蒸汽吞吐试验井第一轮注汽参数, 验证了地层能量对初始注汽压力的影响很大。

(4) 建议海上类似油田采用蒸汽吞吐开发时, 先冷采降低地层能量或注汽前采取降黏增注预处理措施, 以降低注汽压力, 改善蒸汽吞吐效果。