陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

陈 伟

（中海油研究总院）

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

陈 伟

（中海油研究总院）

对陆上A稠油油藏采用蒸汽吞吐开采方式的现场试验结果进行了分析，对其开发效果进行了评价，并对其采收率进行了预测，以期为即将进行的海上稠油油田热采提供指导。指出了海上稠油油田热采面临的挑战。

海上稠油油田 热采 蒸汽吞吐

随着SZ36－1、QHD32－6等海上稠油油田开发进入中后期，如何提高采收率成为提高开发效益的关键。我国陆上油田具有丰富的稠油热采经验，比如辽河油田[1－2]在室内二维平板模拟热采实验、三维热采井网部署模拟实验基础上，综合应用SAGD稠油热采技术取得了显著效益；胜利油田[3]也开展了蒸汽吞吐方面的研究。本文重点分析了国内陆上A稠油油藏蒸汽吞吐热采开发效果，并对其采收率进行了预测。陆上稠油油田热采的成功经验可为海上稠油热采提供借鉴，同时指出了海上稠油油田热采面临的挑战。

1 A油藏蒸汽吞吐开发试验与效果评价

1.1 试验区域概况

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐试验区域基本情况为：油藏原油粘度为5000～8000 mPa·s；平均孔隙度为31.0%；平均含油饱和度为62.0%；有效厚度为11.5 m。采用蒸汽吞吐开采以来，已累积产油55.18×104t，累积注汽20.59×104m3，采出程度达到15.7%。

1.2 开发效果评价

该稠油油藏试验区域开始采用蒸汽吞吐开采至今，共投产试验井25口，其中20口井取得了预期效果；这20口井中，除2口井吞吐生产了6个周期、2口井第一周期尚未结束外，其余各井正在进行第三、四周期的吞吐试验。为了准确分析蒸汽吞吐开发效果，将全试验区20口见效井各周期的生产数据进行了统计（表1）。

该油藏蒸汽吞吐生产具有以下特征：①周期注汽量依次逐渐增加；②周期生产时间逐渐变短；③周期产油量、油汽比逐渐降低；④周期平均日产油及采注比逐渐降低；⑤周期含水率、回采水率逐渐增大，特别是第一周期的含水率就超过40%，与蒸汽吞吐的理论生产特征不一致，说明有可能存在外来水的影响。

图1为A油藏的lg Wp～Np关系曲线。可以看出，二者之间具有较好的直线关系，说明该油藏具有水驱开发的特征，同时也证实了存在外来水的影响。

该稠油油藏试验区累积产油55.18×104t，累积产水89.07×104m3，累积产气473.24×104m3，累积注汽热水当量20.59×104m3。该试验油藏开发单元目前地层压降为4 MPa，根据物质平衡原理[4]计算得到该开发单元外来物质（水）侵入量为110×104m3。

2 采收率预测

2.1 注采特征曲线法

稠油注蒸汽开发的实践表明：对于蒸汽吞吐开采的油藏，在井网保持相对稳定并具有2个周期以上的生产历程后，其累积产油量和累积注汽量之间，在半对数坐标上具有较好的线性关系，即注采特征曲线，其数学表达式为

将式（1）对时间求导得

由于Qo/Qs为油藏蒸汽吞吐阶段的瞬时油汽比（OSR），则有

将式（3）代入式（1）得

油汽比是反映油田开发和工艺技术水平的综合性经济技术指标。我国稠油油藏蒸汽吞吐阶段的经济极限油汽比，按行业标准确定为0.25。由此利用式（4）得到原油采收率（ER）计算公式为

利用注采特征曲线法做出A油藏蒸汽吞吐的注采特征曲线，见图2，回归出的关系式为lg Zs＝0.78＋0.0094 Np，可计算出蒸汽吞吐阶段的采收率为39.18%。

图2 陆上A油藏蒸汽吞吐注采特征曲线

2.2 水驱曲线法

从蒸汽吞吐开发效果的分析可以看出：由于存在外来水的影响，该试验区蒸汽吞吐开采具有类似水驱开发的特点。因此可用水驱曲线法对该油藏的采收率进行预测。

所用的水驱曲线公式如下：

应用上述公式对该油藏的生产数据进行回归和预测，见表2。

表2 水驱曲线法预测陆上A稠油油藏采收率

因此，用水驱曲线法求出的A油藏采收率为37.14%。

3 海上稠油热采开发面临的挑战

SZ36－1油田是我国渤海海域第一个大型稠油油田，采用半海半陆式开发模式，即各个井口平台采出液回接到中心平台处理后通过长约70 km的稠油－水混输送管线输送到陆上终端进行处理。之后QHD32－6、旅大、BZ25－1等海上稠油油田逐步得以开发，目前部分稠油油田已进入开发中后期，正在进行海上稠油油藏深度调剖和注聚提高采收率试验，同时海上稠油热采技术也逐步提上日程，其显著的优点是可以减少注聚开采所带来的后期污水处理、地层保护等问题。从陆上油田蒸汽吞吐试验及辽河等热采试验效果可以看出，稠油油田应用热采技术开发效益显著，陆上油田成功经验可为海上该类油田的开发提供一定参考，但在海上平台实施稠油热采面临着如下挑战：

（1）海上稠油油田开发逐渐进入中后期，出水量逐年增加，从陆上油田蒸汽吞吐情况来看，蒸汽吞吐过程中将多产生一定量外来水，如何确定合理注采比、尽量减少外来水量成为提高海上稠油热采综合效率的关键之一。

（2）海上注热开采方式需结合海上稠油油藏地质条件来开展针对性技术方案研究，如热采方式的选择：驱替（一注一采、多注一采）和蒸汽吞吐比较；同时井网设计须综合比较油藏边缘注入和面积注入。

（3）如何减少海上注热流程的热损失是海上稠油热采的关键，过高的热采蒸汽温度将导致蒸汽与油藏之间的温差大、热损失增加、能量利用效率低，如何选择合适注采温度需要深入研究；同时海上稠油热采对海底注热管线、井筒以及过热设备的材质也提出了更高的特殊要求。

（4）海上平台空间限制，须加快研发占地小、效率高的海上稠油热采设备。

总之，海上稠油油藏热采涉及地下油藏渗流特性、多孔介质传热特性、热采方式、高效率的热采设施、油田热采安全性及经济性等多方面，需要各个专业紧密配合才有望取得预期效果，海上油田热采还需要不断探索和实践，逐步积累经验，才能走向工业应用。

符号注释

Zs—油藏蒸汽吞吐阶段各周期的累积注汽量，104t；

Np—油藏蒸汽吞吐阶段各周期的累积产油量，104t；

N—油藏地质储量，104t；

Qo—油藏蒸汽吞吐阶段的瞬时产油量，104t；

Qs—油藏蒸汽吞吐阶段的瞬时注汽量，104t；

A1、B1—数理统计常数；

Wp—累产水量，104m3；

Np—累产油量，104t；

Lp—累产液量，104m3；

fw—含水率，小数；

A—直线的截距；

B—直线的斜率。

[1] 刘斌.辽河油田稠油采收率确定方法研究[J].石油勘探与开发，1996，23（1）：55－58.

[2] 李葵英，陈辉，杨东明，等.边底水稠油油藏开发规律研究[J].西南石油大学学报：自然科学版，2008，30（3）：93－96.

[3] 曾祥平.边底水稠油油藏水侵预警分析与治理——以孤岛油田中二北 Ng5为例[J].油气地质与采收率，2008，15（1）：80－83.

[4] 姜汉桥，姚军，姜瑞忠.油藏工程原理与方法[M].山东东营：中国石油大学出版社，2006.

An evaluation of huff and puff development effects for onshore heavy oil reservoir A and the challenges of thermal recovery to offshore heavy oil fields

Chen Wei
（CNOOC Research Institute，Beijing，100027）

For onshore heavy oil reservoir A，its field testing results of huff and puff development was analyzed，the development effects was evaluated，and the recovery factor was predicted，in anticipation of providing some directions for thermal recovery of offshore heavy oil fields.Finally，the challenges of thermal recovery to offshore heavy oil fields are pointed out.

offshore heavy oil field；thermal recovery；huff and puff

陈伟，男，高级工程师，1982年毕业于原华东石油学院，现任中海油研究总院院长。地址：北京市东城区东直门外小街6号海油大厦（邮编：100027）。

2011－04－08

（编辑：杨 滨）