渤海N油田普通稠油多元热流体驱可行性研究

杨 兵,李敬松,朱国金，张贤松，宫汝祥,张 颖

(1.中海油田服务股份有限公司，天津 300450；2.中海石油研究总院)

我国海上稠油资源丰富，截至2012年底，渤海稠油储量占到了已发现石油总储量的85%，其中地下粘度大于350 mPa·s的普通稠油探明储量达到5.08×108t，如果能够得到高效开发，必将成为我国海上石油的重要产量接替。然而常规注水开发稠油开采效果较差[1-2]。以渤海N油田为例，常规冷采开发预测采收率仅为4.3%。为改善开发效果，提高采收率，2008年N油田投入多元热流体吞吐开发，取得了显著的效果，但随着吞吐开采的进行，油藏压力下降、边水突进等问题逐渐显现，周期产量递减快。如何进一步改善区块的开发效果, 提高最终采收率, 是该油田面临的首要问题。

热采吞吐开采过程中，由于注入流体的作用范围有限，多轮次吞吐后井间仍然存在大量尚未动用的剩余油。根据以往研究及稠油油藏开发实践，热采吞吐后期需转入驱替开发以进一步改善储层动用状况, 提高最终采收率。为此，本文以渤海N油田研究对象，开展了多元热流体吞吐转驱可行性研究。

1 多元热流体驱油机理

多元热流体由蒸汽、二氧化碳和氮气组成。常规蒸汽驱开采稠油的主要增产机理有原油加热降粘作用、热膨胀作用、蒸汽蒸馏作用及改善油相渗透率等。由于二氧化碳和氮气的存在，多元热流体驱除具有上述增油机理外，还包括以下6个方面[3-6]。

(1)降粘作用：高温高压的蒸汽携带有大量潜热，可提高油层的温度，改变地层原油的物性，降低原油粘度，使原油流度增加，从而改善原油流动性能；多元热流体中含有一定量的二氧化碳和氮气，注入的二氧化碳在稠油中发生溶解作用，当二氧化碳溶于稠油中后，由于羧化作用，油分子间的引力降低，减少了流体间流动时的内摩擦力，因而稠油的粘度得到有效的降低；而氮气能在地层中形成微气泡，从而油、气、水三相形成似乳状液的流体，降低原油粘度，提高驱油效率。

(2)溶解膨胀作用：二氧化碳溶于稠油之后，会使稠油体积膨胀，大量室内和现场试验表明，原油中充分溶解二氧化碳，可使原油体积膨胀10%～40%，其结果不仅增加了原油的内动能，而且也可大幅度降低原油流动过程中的毛管阻力和流动阻力，从而提高原油的流动能力。多元热流体中含有大量氮气，氮气的压缩系数较大(0.291)，高压下注入的气体在油井降压开采过程中迅速膨胀，为油井生产提供了驱油动力。

(3)保压作用：热蒸汽与氮气混注充分利用了氮气驱油时弹性能量大的特性，可弥补由蒸汽冷凝所减小的压力，从而保持地层压力。

(4)重力分异作用：由于气体的相对密度远小于原油和水，因而在多元热流体驱替过程中，必然会发生气水分离，大量的氮气超覆于油层顶部，将加热的原油向下驱替至采油井采出。

(5)增强岩石的渗流能力：二氧化碳溶于地层水中可形成碳酸，使岩石中方解石、白云石等矿物成分被溶蚀，使得矿物颗粒间孔隙变大，增强岩石的渗流能力。

(6)利用贾敏效应，提高波及系数，降低残余油饱和度：氮气与蒸汽混合注入，氮气在储集层中产生贾敏效应，堵塞狭窄的孔隙喉道，从而调整注气剖面，使气体向周围均匀波及，使原来呈束缚状态的原油成为可动油，从而降低残余油饱和度。

2 多元热流体驱油藏适应性研究

与陆地稠油油田相比，海上稠油油田井距大，埋藏深，且多为水平井开发，照搬陆地稠油蒸汽驱开发模式不可行。为探索海上稠油油藏多元热流体驱替开发适应性，以目前正在进行热采开发的渤海N油田为原型进行研究。该油田主要含油层系为明化镇下段，油层厚度6～10 m，孔隙度为24%～45%，渗透率范围在(50～5000)×10-3μm2；地面原油密度为0.939～0.966 g/cm3，地面脱气原油粘度为1654～3 893 mPa·s；油藏具有多个油水系统，边水不甚活跃。地层压力系数为1.0，地层温度56℃，属正常温压系统。根据N油田油藏特征，建立理论数值模拟模型，对油藏埋深、油层厚度、净总厚度比、渗透率等参数进行了技术界限分析。

2.1 油藏埋深

油藏埋深是影响多元热流体驱效果的重要因素，油藏埋深越大，注入流体就需要更多的时间到达油层，在此过程中就会消耗大量的热能，热利用率则大大降低。从油藏埋深对累积油汽比的影响曲线可以看出(图1)：油藏埋深从900 m增加到1 300 m，相对应的累积产油量逐渐降低。当油藏深度超过1 380 m后，油汽比低于0.12，因此经济极限油藏埋深为1 380 m。

图1 油藏埋深与累积油汽比的关系

2.2 油层厚度

热采开发过程中，油层有效厚度越大，注入蒸汽向顶底层的热散失越少，热利用率越高。从油层厚度对累积油汽比的影响曲线看出(图2)，油层厚度越大，转驱阶段累积油汽比越高，开采效果越好。油层厚度从6 m增加到15 m，相对应的累积产油量增加，累积油汽比增大。当油藏厚度低于5.8 m时油汽比低于0.12，经济极限油藏厚度约为6 m。

图2 油层厚度与累积油汽比的关系

2.3 净总厚度比

稠油油藏热采开发过程中，除注热过程中沿井筒的热损失外，蒸汽进入油层后向顶底盖层的热损失亦不容忽视。根据热采开发经验，对于油层厚度大、净总比大的油藏，注入蒸汽热利用率高，开发效果优于油层厚度小、净总比小的油藏。从油层净总比对累积油汽比影响曲线看出(图3)，随着油层净总比的增加，采出程度升高，从累积产油量和累积油汽比对比曲线可以看出，油层净总比从0.5增加到1.0，相对应的累积产油量增加，累积油汽比增大，开发效果越来越好。当净总比低于0.47后，油汽比开始低于0.12。因此，经济极限净总比为0.47。

图3 油藏净总比与累积油汽比的关系

2.4 地层倾角

地层倾角是影响多元热流体驱开发效果的重要因素，随着地层倾角的增大，蒸汽超覆增大，多元热流体驱效果变差。为了研究地层倾角对水平井多元热流体驱的影响，设计了三种不同的注汽井和生产井的相对位置关系来模拟地层倾角对汽驱效果的影响。注汽井和生产井的相对位置关系为：注汽井位于倾斜油层低端、油层是水平的、注汽井位于倾斜油层高端三种情况。

从地层倾角对累积油汽比的影响曲线可以看出(图4)：注汽井位于倾斜油藏的较高一端时，其采出程度和累产油累积油汽比等指标均较高。通过分析可以得知：倾斜油层对多元热流体驱不利。倾角越大，汽体超覆越严重，驱油效率越低，开发效果变差。当注入井比生产井低8.3°时，油汽比低于0.12，因此经济极限角度为-8°左右。

图4 油藏地层倾角与累积油汽比的关系

2.5 油层渗透率

渗透率是储层渗流能力的表征，渗透率越大，流体在油层中的渗流阻力越小，有利于原油采收率的提高。由累积油汽比随渗透率的变化曲线可以看出(图5)：随渗透率增大，累积油汽比逐渐增加，增加幅度逐渐平缓。当渗透率低于242×10-3μm2时油汽比低于0.12，因此经济极限渗透率为242×10-3μm2。

图5 油藏渗透率与累积油汽比的关系

3 多元热流体驱工艺参数优化

为了指导多元热流体驱现场试验的实施，利用数值模拟技术针对多元热流体驱工艺参数进行优化设计，具体包括：转驱时机、注入方式、注入体积、注入强度、采液强度、采注比。利用优化结果，设计最优方案并对渤海N油田多元热流体驱的开发效果进行了预测。

3.1 转驱时机

转驱时机对多元热流体驱效果影响非常大，只有在恰当的时机进行驱替开发才能取得较高的采收率。由模拟结果可见(图6)，在油藏平均压力在4.5～6.0 MPa时进行转驱生产开发效果最好；转驱时机过晚使得多元热流体驱阶段开发效果变差，转驱时机太早时地层压力高，不利于发挥蒸汽的热扩散作用。

图6 不同转驱时机产油量对比

3.2 注入方式

通过数值模拟分析对比了连续多元热流体驱和间歇多元热流体驱两种注入方式下的多元热流体驱替开发效果。由模拟结果可以看出(表1)，间歇驱替多元热流体驱的开发效果优于连续驱方式。

表1 不同注入方式累积产油量对比

3.3 段塞大小

针对间歇注入方式，对段塞大小进行优化设计，通过模拟分析表明(图7)，段塞体积0.01 PV时所对应的累积产油量最大。

图7 不同段塞大小与累产油量对比

3.4 注入强度

针对间歇注入方式，选择多元热流体吞吐至油藏平均压力低于6 MPa后转间歇多元热流体驱开发，由模拟结果可知(表2)，注入强度为2.43～3.24 m3/(d·m)时多元热流体驱开发效果较好。

表2 不同注入强度多元热流体驱累积产油量对比

3.5 停注时间

通过模拟分析可以看出(表3)，注入时间40 d+停80 d累产油量最高，但由于生产年限较长，建议注入时间30～40 d，停注时间选择为20～30 d。

表3 间歇多元热流体驱不同停注周期开采效果对比

3.6 采注比

通过数值模拟对比分析了不同采注比条件下多元热流体驱开发效果。由结果可以看出(表4)，阶段产油量随采注比的增加而增加，采注比为1.3时累产油量最大，建议采注比取1.2～1.3。

表4 不同采注比多元热流体驱累产油对比

3.7 注入温度

通过模拟分析对比了注入温度对多元热流体驱开发效果的影响。由模拟结果可以看出(图8)，注入温度低于200℃时，累积产油量随注入温度的增加而逐渐增加；当注入温度超过250 ℃后，随温度增加累积产油量增幅变得较为平缓。因此，提高注入温度可有效改善多元热流体驱开发效果，建议井底注入温度大于250 ℃。

图8 注入温度对多元热流体驱开发效果的影响

3.8 开采效果

应用上述参数优化结果，对N油田进行数值模拟计算，结果表明：转多元热流体驱开发采收率可达35.27%，比多元热流体吞吐开发提高14.13%。

4 结论

(1)多元热流体驱开采稠油，可在一定程度上解决常规蒸汽驱热损失大、汽驱波及系数不高的问题，而且还可降低残余油饱和度，提高岩石的渗流能力，降低稠油粘度，使稠油体积膨胀，维持或恢复地层压力。

(2)通过研究得出适宜多元热流体驱替开发的油藏界限：埋深不宜超过1 380 m；油层厚度需大于6 m；净总厚度比大于0.47；油层渗透率应大于242×10-3μm2；注入井位于油藏低部位时，地层倾角应小于8°。

(3)针对海上普通稠油油藏，研究得到多元热流体驱最佳操作参数，为现场试验提供了指导。该研究成果对海上普通稠油油藏进一步提高采收率具有借鉴意义。

[1] 唐晓旭，马跃，孙永涛.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J].中国海上油气，2011，(3):185-188.

[2] 顾启林，孙永涛，郭娟丽，等.多元热流体吞吐技术在海上稠油油藏开发中的应用[J].石油化工应用，2012，(9):8-10.

[3] 范耀，刘易非，茹婷，等.稠油高温气体辅助蒸汽驱的可行性研究[J].新疆石油地质，2010，(5):530-532.

[4] 刘东，李云鹏，张风义，等.烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究[J].中国海上油气，2012，(S1):62-66.

[5] 杨兵，李敬松，祁成祥，等.海上稠油油藏多元热流体吞吐开采技术优化研究[J].石油地质与工程，2012，26(1):54-56.

[6] 张林河，高 晖，李国旭，等.常规稠油油藏开发调整技术研究与应用[J].石油地质与工程，2013，27(3):79-81.