海上稠油油藏多元热流体吞吐后转火驱开发研究

王泰超，朱国金，王 凯，谭先红，郑 伟

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028)

0 引 言

NB35-2油田位于渤海中部海域，主要含油层位为明化镇组下段，其南区是典型的中深层普I-2类稠油油藏，地层原油黏度为700～1 500 mPa·s[1-2]。目前该区块部分井表现为井底流压较低、单井日产油量急剧下降，并且出现了气窜的现象，需要积极探索后续接替技术。火烧油层技术广泛适用于注蒸汽后的油藏提高采收率[3-7]，鉴于海上稠油热采平台空间有限等特殊条件以及少井、高产的开发目标，无法照搬陆地油田开发方式转换的经验，针对海上平台条件优选合理的井网井型、优化合理的注采参数，对吞吐效果较差的生产井以及多轮次的吞吐井进行转驱方案研究。结果表明，火驱技术较多元热流体开发可大幅度提高了原油产量，空气油比较低，在海上油田实施具有较大潜力。研究结果可为海上稠油热采方式转换提供了一定借鉴以及指导意义。

1 海上多元热流体吞吐开发现状

根据吞吐周期的不同，将生产井分为低周期、高周期吞吐井。以首周期年均累计产油量、各周期年均累计产油量为准将低周期吞吐的井分为Ⅰ类井(周期年均累计产油大于0.9×104m3/a)、Ⅱ类井(周期年均累计产油量小于0.9×104m3/a)[8-9]。制约Ⅱ类井开发效果的因素主要为边部储量丰度低(B27h1井)及边水突进(B43h井)。高周期吞吐井总体表现为当前日产油量低，回采水率、回采气率较高，地层压力降低明显，同时受油层组反韵律构造的影响，部分井注入气体超覆导致纵向上动用不均、井间气窜严重。各周期吞吐井生产特征参数统计及开发效果分类如表1所示。

表1 各周期吞吐热采井生产参数统计

2 转驱开发油藏工程设计

采用油藏数值模拟方法，在区块整体模型中截取低效井模型进行转驱开发研究，数值模拟软件采用CMG(版本2017.10)的STARS模块，以多元热流体吞吐后的温度场、含油饱和度分布场等作为火驱开发的初始属性场，并结合物理模拟实验建立火驱动力学模型。研究对象主要为经过多周期吞吐后的生产井(以B29h2井为例)以及气窜严重的生产井(以B27h1井为例)，由于受边水影响的井(B43h井)正在采取其他工艺试验，在此不作研究。同时对井网类型、驱替模式以及注气参数等火驱关键参数进行优化设计。

2.1 数值模拟模型的建立

对吞吐后的油样进行加速量热实验、热重分析实验以及一维燃烧管实验，同时建立一维燃烧管数值模拟模型，对实验结果进行拟合后并结合原油组分分析结果，确定了包括水、轻质油、重质油、溶解气、二氧化碳、氮气、氧气及焦炭等3相8组分的火驱数值模型。数值模拟过程中组分间的转化关系由以下4个过程控制：①重质油—轻质油+焦炭；②重质油+氧气—水+二氧化碳；③轻质油+氧气—水+二氧化碳；④焦炭+氧气—水+二氧化碳。

2.2 井网井型优选

国内外成功实施火烧油层技术的油田通常采用高密度的直井面积井网或直井线性井网，单井日产油量较低(国外Suplacu、Balol以及国内辽河油田火驱项目平均单井日产油量均不超过10 m3/d)[10-12]，与海上油田高效、高速的开发理念相悖，同时，由于海上钻井支出成本巨大、井槽有限，无法完全照搬陆上油田大幅度调整、井网加密的经验，因此，如何利用现有井网条件，完成开发方式转换及注采井网调整，使之更切合海上油田“少井高产”开发的实际尤为重要。

2.2.1 利用原始井网部署火驱注采井对

在区块西南低部位，受北向南断层遮挡形成独立断块，控制石油地质储量为15.2×104m3。断块内有2口吞吐井：B27h1及B02s井(图1)。其中，B27h1井尚处于第1轮吞吐，距离其跟端180 m的定向井B02s井已于2013年由于出砂原因关停，截至关停前累计产油量不足0.1×104m3。

鉴于B27h1井控制储量较低，侧钻新井不具备经济性。B02s井由于出砂严重、作业难度大已不适合作为采油井，同时B27h1井吞吐采油正常生产多年，因此，考虑将B02s、B27h1井分别作为火驱开发注、采井，形成“直-平组合”火驱井网。一方面水平生产井可以提高火驱泄油面积，垂直注气井可以提高水平井跟端处原油动用程度；另一方面火驱可以作为烟道气驱的一种，提高了多元热流体未波及区原油的动用程度。

图1 油藏数值模拟模型

2.2.2 多周期吞吐后井网井型优选

常见的火驱井网类型包括面积火驱及线性火驱。B29h2井位于区块东南低部位处，单井控制石油地质储量为32.1×104m3，目前处于第3周期吞吐，累计产油量为4.0×104m3，采出程度仅为12.5%。鉴于B29h2井井控储量范围内油藏倾角较小(约为2.2 °)，这2种井网类型均适用。对面积法中的五点法井网以及水平井线性井网火驱进行开发效果对比(表2)可知，采用水平井线性井网，火线见效时间提前，采出程度最高，同时拥有较低的空气油比，因此，对于多周期吞吐后的生产井，推荐新增2口水平井，进行转驱开发。

表2 不同火驱井网类型转驱开发数值模拟结果对比

2.3 驱替模式的选择

B29h2井控制面积超过0.1 km2，考虑到海上油田不具备加密井网的条件，注采井距可能会超过陆地成功实施火驱的项目。根据优选的井网类型，对大井距开发进行可行性分析，优选最适合多元热流体吞吐后转火驱的火线推进模式。

2.3.1 大井距开发可行性

目前，陆地上成功实施线性火驱的油田一般为低密度井网(井距为70～141 m)，单井产能较低[13-16]，与海上稠油高效开发的理念不符。采用水平井井网、140 m井距提高了单井产能(高峰日产油量超过100 m3/d)，但为了获得更高的单井累产油量，提高火线波及范围，提高火驱寿命期，需继续提高火驱注采井距。对注采间距为120～220 m火驱开发效果进行对比(图2)，由图2可知，随着注采井距的增大，火线见效时间延后，峰值产油量增幅并不明显，同时累产油量增大，当井距达到220 m时，累产油增加不明显，火线见效时间滞后，成本回收期延长，因此，推荐线性井网注采井距为200 m。

图2 不同注采井间距火驱开发效果对比

2.3.2 燃烧模式选择

线性火驱火线燃烧模式一般有3种：①“移风接火”式：当燃烧前缘推进至生产井或生产井氧气突破后关闭原注气井，原生产井变为新注气井；②“一注两采”式：同一注气井对应多排生产井开发；③“双向驱替”式：1口采油井对应2口注气井，火线延2个方向推进[17-20]。

对B29h2井上述3种燃烧模式进行数值模拟(表3)，由表3可知，采用“一注两采”式驱替，累计产油量较高且空气油比较低，同时稳定泄油期较长。主要原因为：①第2排生产井在形成烟道气驱之前可以利用热流体的余热实施吞吐引效，加快火线见效速度，充分动用水平井附近剩余油；②尽管双向驱替高峰产油量较高，但火驱有效期较短，气油比达到5 000 m3/m3(冷凝水抵达生产井，失去火驱开发价值)[21]的时间较快，油藏存在一定倾角，油藏不同构造部位燃烧和产出速度不均衡。因此，B29h2井考虑“一注两采”的火驱燃烧模式。

表3 不同燃烧模式火驱数值模拟结果对比

2.4 注气参数优化

2.4.1 注气速率设计

(1) 直井注气速率设计。根据国外已开发油田的矿场实践经验，允许的最大注气速率为[22]：

q=0.1LhVR

(1)

式中：q为允许的最大注气速率，104m3/d；L为注采井间距，m；h为油层厚度，m；VR为燃烧单位体积油砂需要的空气量，m3/m3。

实验测得含油砂岩耗氧量为330 m3/m3，油层平均厚度为5 m，注采井间距为180 m，则单井最高注气速率为2.97×104m3/d，因此，对直井注气速率分别为1.00×104～3.00×104m3/d进行优化设计，并对不同注气速率下的火驱开发指标进行对比分析(表4)。

由表4可知，随着注气速率增大，采出程度先增大后减小，累计空气油比逐渐增大。推荐单井注气速率为1.50×104～2.00×104m3/d。

表4 直井不同注气速率下开发指标

(2) 水平井注气速率设计。水平井可在沿水平井水段方向大幅度提高注气强度，提高油层的吸气能力，但考虑平台注气设备的现有条件，最高注气速率为0.40×104m3/h，在低于油层破裂压力范围内，可适当增大注气速率。综合考虑注气设备的限制以及多元热流体吞吐井现场的消耗空气量，推荐水平井单井注气速率为4.80×104m3/d。

2.4.2 注气井射孔层位优化

为发挥蒸汽的超覆效果，提高烟道气波及范围的产油量，将实施多元热流体吞吐生产井设置在油层顶部。世界范围内已成功实施火驱的薄互层或薄层油藏如杜66块、红浅1井区及印度Balol油田等，为了抑制空气的超覆现象，提高纵向动用程度，注气井通常避射油层中上部[23-24]；此外，由于目标区块的反韵律构造，油层中下部动用程度较差，因此，推荐垂直注气井底部射开，水平注气井设在油层底部，可以延长火线推进距离，降低火线到达水平生产井的时间，延缓空气及烟道气超覆现象。

3 NB35-2油田南区吞吐后转驱开发方案

以NB35-2油田南区地质模型和动态历史拟合结果为基础，结合得到的最优井网类型、驱替模式和注采参数，针对第1周期吞吐效果较差的井(B27h1井)以及处在第3周期吞吐的井(B29h2、B44h井)共3口井进行整体火驱方案设计，重启原废弃生产井1口(B02s井)，新增水平井4口(注气井2口、采油井2口)，形成直-平组合井网1组，水平井线性井网2组。垂直井注气速率为1.5×104～2.0×104m3/d，注气井底部射开；水平井火驱井网采用“一注两采”火线燃烧模式，单井最大注气速率为4.8×104m3/d，注采井间距为200 m，新增水平井位于油层底部。数值模拟预测转驱开发生产指标如图3所示，转驱开发8 a，累计产油为22.3×104m3，较继续进行吞吐开发(共2轮)累计增油为13.1×104m3，累计空气油比为2 618 m3/m3。边部油井增油为3.3×104m3，2口多周期吞吐井转驱后平均采出程度可达36.8%，平均单井累产油量达到12.4×104m3。

图3 转驱开发与继续多元热流体吞吐开发年产油量与累计产油量对比曲线

经济评价结果(表5)表明，尽管侧钻新井及引进新技术等增加了火驱投资，但火驱操作成本的降低及单井累产量的大幅增加使转驱具有良好的经济性，并有较短的投资回收期，各方案内部收益率为14.7%～26.2%，均保持在中海油最低内部收益率要求之上，保证了火驱开发的经济性。

表5 转驱开发与保持多元热流体吞吐开发经济性评价

4 结 论

(1) 多周期吞吐导致井底供液能力下降、油藏的反韵律构造、边部储量丰度低及边水的突进是部分多元热流体吞吐井低产、低效的原因，有必要研究后续接替技术；海上稠油热采平台空间、井槽有限，钻井、操作费用较高，需要探索具有海上特色的火驱方式。

(2) 根据海上稠油热采“少井、高产”的原则，充分利用现有井网条件，对处在边部的吞吐井建立“直-平组合”的火驱注采模式，处在多周期吞吐的井采用线性井网开发效果最佳；“一注两采”的火线驱替模式更适合海上油田吞吐后转火驱，同时，适当增大转驱注采井距，仍然可以形成有效驱替；将注气位置设置在油层底部，可以遏制超覆现象，同时提高纵向动用程度，延长火线驱替距离。

(3) 分别对3口处于不同开发周期的井进行整体开发指标预测，火驱较多元热流体吞吐开发大幅度提高了原油产量，边部油井累计增油3.3×104m3，处于第3周期吞吐的井“吞吐+火驱”累计产油量达到12.4×104m3，最终采出程度达到36.8%，转驱开发具有可行性。