海上稠油油田热采吞吐后转驱采收率研究

陈建波，刘东

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽300452）

海上稠油油田热采吞吐后转驱采收率研究

陈建波，刘东

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽300452）

采收率是衡量油田开发潜力和开发水平的重要指标。由于受工程、经济因素制约，海上稠油热采起步较晚。目前渤海油田有10口井完成了第一轮次的多元热流体吞吐先导试验。由于海上稠油热采处于热采的早期阶段，确定海上稠油油田热采采收率十分必要且有意义。以渤海某稠油油田为例，通过对目前常用的采收率计算方法分析，筛选出适用于本油田的方法，并通过室内岩心驱替实验、陆地相似油田对比、数值模拟等多种手段对海上稠油油田热采采收率进行了研究。

海上稠油；多元热流体；蒸汽吞吐；数值模拟；采收率

采收率是衡量油气田开发潜力、评价开发水平的重要指标。稠油油藏由于其开采方式和能量利用方式的不同，采收率确定方法不同于常规油藏。热采作为有效开发稠油的方式之一，计算热采采收率的方法较多，但是开发初期、开发中后期不同开发阶需要不同的采收率评价方法。开发初期,采收率计算主要依据油藏静态参数，开发中后期主要是依据注采特征动态参数[1]。由于受工程、经济因素制约，海上稠油热采起步较晚[2]。目前渤海油田有10口井完成了第一轮次的多元热流体吞吐先导试验[3]。由于海上稠油热采处于热采的早期阶段，确定海上稠油油田热采采收率十分必要且有意义。

以渤海某稠油油田为例，通过对目前常用的采收率计算方法分析，筛选出适用于本油田的方法，并通过室内岩心驱替实验、陆地相似油田对比、数值模拟等多种手段对海上稠油油田热采采收率进行了研究。

1 海上稠油热采采收率计算方法筛选

常用的采收率计算方法既有理论公式法、经验公式法、类比法等静态方法，也有注采关系法、递减分析法和数值模拟等动态方法。目前，海上油田稠油热采研究在物理模拟实验、数值模拟实验和与陆地热采油田类比等方面做了大量工作，已经能够运用理论公式法、类比法和油藏数值模拟等方法预测稠油热采采收率，然而陆地油田应用较为成熟的经验公式法、注采关系法等在海上油田的适用性需要进一步分析。

1.1 经验公式法[4]

预测蒸汽吞吐采收率的公式为

式中：ER为原油采收率，小数；hr为净总厚度比，小数；De为油藏中部深度，m；h为油藏平均有效厚度，m；K为油层平均空气渗透率，10-3μm2；μo为地层原油粘度，mPa·s。

该公式适用范围为：0.3＜hr＜0.74,170 m＜De＜1 700 m,5 m＜h＜42 m,400×10-3μm2＜K＜5 000× 10-3μm2,500 mPa·s＜μo＜50 000 mPa·s,井距范围100～200 m。

预测蒸汽驱的经验公式为

该公式适用范围为：注汽速度＞2.0×104m3/（d·m2·m），采注比＞1.2，蒸汽干度＞0.4；油藏参数h≥7 m，0.3＜hr＜0.74,μo＜20 000 mPa·s，300 m＜De＜1 400 m。

由于海上钻井成本高，稠油热采以水平井为主，单井控制储量较大，而陆地油田经验公式主要依据直井、小井距开发的油田数据回归得到。受海上平台生产条件限制，海上注热工艺参数也与陆地油田有较大的差别。因此，陆地油田采收率经验公式不能直接用于海上油田，而海上油田进行热采开发的实例又太少，目前很难回归得到适合海上油田的稠油热采采收率公式。

1.2 注采关系法

在一定条件下注蒸汽开发的稠油油藏，在蒸汽吞吐阶段或蒸汽驱阶段，其累积产油量与累积注汽量的对数之间存在一定线性关系。在半对数坐标系中绘制累积注汽量Ns与累积产油Np关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点，对选定的直线段数据点进行线性回归，得到直线段线性关系式（3）中的A和B值。

将（3）式对时间求导，并令dNSdt=QS, dNpdt=Qo，QoQs=Ros，得：

其中，Ros为瞬时油汽比。将（4）式代入（3）式，可得：

这样，就可以根据式（5）计算出不同极限瞬时油汽比下的可采储量，从而得到采收率。该方法只有在油藏全面投入注蒸汽开发，累积注汽量和累积产油量在半对数坐标系中出现长的直线段时才能应用。此方法预测的最终产油量和采收率是油藏目前操作条件下可能取得的值。由于目前仅完成第一轮次的吞吐，未能出现较长的直线段，因此，该方法目前暂不适用于海上稠油热采。

2 海上稠油热采采收率的分析

2.1 室内岩心驱替实验研究

油藏物理模拟试验通常划分为“点”、“面”和“体”的模拟，在室内分别通过一维模型（又称单管模型、管式模型、线性模型等）、二维比例模型（又称平面比例模型）和三维比例模型来实现。由于管式模型操作方便、控制简单，试验中采用的是真实的地层原油、岩心、注入流体，并且单一的试验结果即感性、又直观，能够较好地反映出不同试验条件下的参数变化趋势。因此，它被广泛地应用于蒸汽驱、热水驱、蒸汽复合气驱、化学剂驱和储层敏感性评价等模拟试验研究中。

高温相对渗透率和驱油效率测定依据的是石油行业标准《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》SY/T 6315-2006[5]。将目标区块N油田的天然岩心洗油后填充到单管模型中（孔隙度、渗透率要与实际储层接近），饱和水测定孔隙体积，饱和原油建立束缚水，模拟原始油藏条件。然后，按照高温相渗和驱油效率测定标准的条件要求，以非稳态恒速法进行蒸汽、热水驱油，直到出口端不出油为止。记录模型出口端产水、产油量，根据驱油效率计算方法，计算不同驱替条件下的驱油效率，绘制驱油效率曲线（图1、图2）。

图1 不同温度下热水驱油效率曲线Fig.1 Efficiency curves of hot water drive in different temperature

图2 不同温度下蒸汽驱油效率曲线Fig.2 Efficiency curves of steam flooding in different temperature

从驱油效率曲线变化趋势看，注水温度对N油藏的驱油效率影响很明显。不同注水温度条件下的驱油效率不同，随着注水温度的升高，驱油效率有不同程度的提高。不同温度的水驱驱油效率相差较大，56℃水驱的最终驱油效率只有43.6%，200℃热水驱的最终驱油效率为61.3%，二者相差17.7%。单一注水温度下，随着注入倍数的增加，驱油效率增大。特别是开采初期，随着注水量的增加，驱油效率迅速增大，当注入倍数在0.5～0.7 PV时（PV—孔隙体积倍数），达到曲线的拐点，之后，驱油效率增加幅度变缓。

室内在30 mL/h（当量水）的注汽速度条件下，开展了200℃、240℃、280℃不同注汽温度的蒸汽驱试验，研究了注汽温度对蒸汽驱驱油效果的影响。在三个注汽温度下，模拟岩心的蒸汽驱驱油效率分别为66.3%、72.6%、75.4%，驱油效率曲线见图2。从试验结果来看，蒸汽注入温度对该区块的蒸汽驱效果具有一定的影响。随着蒸汽注入温度的提高，驱油效率也随之增加，但增加的幅度较小。280℃蒸汽驱驱油效率为75.4%，比200℃驱油效率仅提高了9.1%（表1）。

表1 不同注入介质采收率对比（单管实验）Table 1 Recovery contrast of different injected media (single column run) %

2.2 与陆地油田类比

我国辽河油田、胜利油田蒸汽吞吐开发采收率一般为12.0%～28.0%，平均值20.0%；蒸汽驱开发采收率一般为20.0%～40.0%，平均值30.0%[6]。美国Kern River油田，德国Schoonebeek油田、前苏联Okha油田等，蒸汽驱采收率为44.0%～65.0%，平均51.5%。类比法通过已知的基本地质参数如渗透率、孔隙度、地下原油黏度、油层的净总厚度比、有效厚度和开发方式等，结合工作经验和与相似油田类比来确定原油采收率，该方法主要用于在油田正式投入开发之前或初期缺乏动态资料的情况。

类比与N油田地质油藏条件相似的陆地油田J区块。J区块经历三个开发阶段：1984年11月—1986年6月，常规开采及蒸汽吞吐试验阶段，采出程度1.4%。1986年7月—1991年8月，全面蒸汽吞吐开发阶段，采出程度7.7%。1991年9月—2006年底，加密调整、综合治理，蒸汽吞吐采出程度27.5%。同样类比胜利油田某区块，先期采用蒸汽吞吐，后期转驱，吞吐采收率21%，转驱后采收率33%。

2.3 数值模拟研究

2.3.1 模型的建立

针对热采数模的特点,选用了运算速度较快的CMG软件的STARS热采模型。在N油田整体模型中切出一个子模型，横向上I方向和J方向的网格步长均为5 m，K方向步长为1 m。该模拟区块计算网格共计65×95×7=43 225个（图3、图4）。模拟模拟地层原油粘度500 mPa·s，布置3口水平井，水平井长度200 m，水平井井距200 m，单井控制储量50×104m3。

图3 数值模拟研究N油田子模型Fig.3 Numerical simulation research on submodel of N oilfield

图4 数模研究井网布置Fig.4 Numerical simulation research on well pattern arrangement

2.3.2 数模方案设计

通过CMG软件建立水平井单井吞吐后转驱替模型，模拟注入介质为300℃水蒸汽（井底蒸汽干度为0.5），吞吐阶段日注入量为200 m3/d，最大排液量200 m3/d。吞吐两周期后转入蒸汽驱，蒸汽驱阶段注入温度和干度与吞吐阶段一致，单井最大排液量250 m3/ d，采注比1.25。

2.3.3 数值模拟结果

由于蒸汽驱开发最终采收率与井网密度有直接关系,而大部分公式并没有考虑井网密度的影响[7]。为研究井网密度对蒸汽驱采收率的影响,以N油田为原型设计了一个适合于蒸汽驱的基础油藏模型，如图5所示，数值模拟研究井距分别为75 m、150 m和300 m时的蒸汽驱的采收率分别为74.8%、58.0%和21.2%，也就是当井距为75 m时，数模预测热采采收率与岩心驱替实验的驱油效率基本一致（图6）。

图5 不同井网蒸汽驱温度场对比Fig.5 Temperature fields contrast by steam flooding in different well patterns

图6 不同井距蒸汽驱采出程度对比Fig.6 Recovery contrast by steam flooding in different well spacings

这表明，提高注入蒸汽的波及体积是增加蒸汽驱采收率的重要手段。

3 结论和建议

1）海上稠油热采还处于开发初期，注采关系法等动态方法尚无法采用，与陆地油田热采开发方式和工艺设备也有较大差别，很多陆地油田成熟的经验公式不适用于海上油田。目前适用于海上油田的热采采收率计算的方法有结合室内试验的理论公式法、类比法和数值模拟法。

2）通过室内岩心驱替实验，得到了不同注水温度和注汽温度条件下的驱油效率和波及系数，据此计算出不同情况下的热采采收率，实验得到蒸汽驱的驱油效率为75.4%，波及系数为85.0%，理论计算蒸汽驱的采收率能够达到64.1%。由此可见，要提高采收率，必须增加波及系数。

3）类比油藏参数相似的陆地油田，计算出海上稠油热采不同阶段的采收率。矿场实践及类比研究表明，采用200～300 m井距水平井开发，蒸汽吞吐井控储量采收率可达到22.1%；多轮吞吐后转驱井控储量采收率可达到30.8%。

4）借助于油藏数值模拟，研究得到了不同井距下的热采采收率，当井距从300 m加密到75 m时，蒸汽驱采收率从21.2%上升到74.8%，采收率增加53.6个百分点。因此，提高热采采收率关键在于通过增加注热量、提高注热温度、增加注入干度等方法增加波及系数。

[1]赵洪岩，鲍君刚，马凤，等.稠油油藏蒸汽吞吐采收率确定方法[J].特种油气藏，2001，8（4）:40～45.

[2]刘小鸿，张风义，黄凯，等.南堡35-2海上稠油油田热采初探[J].油气藏评价与开发，2011，8（4）:61-63.

[3]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，2012，24（增1）:62-66.

[4]侯建锋、李军诗、纪淑红，等.石油可采储量计算方法[S]//中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5367—2010.北京:石油工业出版社,2010.

[5]刘宝良、沈德煌、张勇，等.稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法[S]//中华人民共和国石油天然气行业标准SY/ T 6315—2006.北京:石油工业出版社，2007.

[6]张小霞，杨胜来，黄力，等.稠油采收率计算方法综述[J].断块油气田，2012，19（增1）:17-20.

[7]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）：55-57.

（编辑：严骏）

Research on recovery of steam flooding after thermal huff and puff in offshore heavy oilfield

Chen Jianbo and Liu Dong
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tanggu,Tianjin 300452,China)

Recovery is an important indicator to measure oilfield development potential and development level.Due to engineering and economic factors,thermal recovery in offshore heavy oil starts late.At present,ten wells complete the first round of multiple thermal fluids huff and puff pilot test in Bohai oilfield.Since offshore heavy oil thermal recovery is in the early stage,it is necessary and meaningful to determine its recovery.Take some heavy oilfield for example,methods suitable for this oilfield were selected by the analysis of commonly recovery calculation methods.Through some methods such as indoor core displacement experiment,com⁃parison with similar oilfields on land and numerical analogue,the recovery of offshore heavy oilfield was researched.

offshore heavy oil,multiple thermal fluids,steam huff and puff,numerical analogue,recovery

TE345

A

2015-02-05。

陈建波（1978-），男，工程师，油气田开发。

中海石油（中国）有限公司科技重大专项“多元热流体、蒸汽吞吐和SAGD热采关键技术研究”(YXKY-2013-TJ-01)。