稠油油藏多元热流体吞吐油藏参数界限研究

胡元伟, 金 德, 木合塔尔, 张 磊

(1.新疆油田公司勘探开发研究院，克拉玛依 834000；2.新疆油田公司工程技术公司，克拉玛依 834000；3.新疆油田公司工程技术研究院，克拉玛依 834000)

自20世纪80年代开始，中外学者就针对多元热流体吞吐开发稠油油藏进行了大量的研究试验，并取得一定效果，如大庆、辽河、新疆和中海油等油田也都进行了矿场试验。该技术可以提高燃料热利用率，增加油藏能量，降低原油黏度。但该技术成本费用高，管柱腐蚀严重，作用机理不清晰，适用的油藏条件不明确。为此，就稠油油藏地质流体参数对多元热流体吞吐开发效果的影响，以及适合的界限进行研究，得到了适合多元热流体吞吐开发的稠油油藏的地质流体参数界限，为稠油油藏高效开发提供了技术支撑，对类似技术研究有借鉴指导意义。

1 多元热流体组分作用机理

图1 稠油油藏注蒸气与注蒸气+CO2后黏度分布对比

图2 多元热流体不同组分增压效果对比

图3 稠油油藏注蒸气VS注多元热流体后剩余油饱和度剖面对比

2 地质流体参数影响规律研究

进行稠油油藏多元热流体吞吐开发油藏参数界限研究[5]，首先要明确各个地质流体参数[6]对多元热流体吞吐开发效果的影响[7]程度，再通过经济指标(选用单井净产油量)定量研究[8]各参数的界限[9]。

选取50 ℃原油黏度、有效厚度、油藏深度、含油饱和度、渗透率、孔隙度和纯总比7个参数进行正交设计[8]研究，各参数水平[10]如表1所示。

表1 稠油油藏多元热流体吞吐地质流体参数水平设计

根据正交设计表设计18个方案，建立70 m×100 m反九点井网的机理模型，运用数模方法研究各油藏流体参数对多元热流体吞吐开发效果的影响。有效厚度影响储量和注入量，故评价指标选为采收率，对各方案进行模拟计算，各方案及对应模型预测结果如表2所示。

表2 地质流体参数敏感性实验设计方案及计算结果

定量分析了各参数对多元热流体吞吐效果的敏感性[11](表3)，分析结果极差和F比(表征因素显著程度的量，为各因素的偏差均方和除以误差均方和)表明，各参数敏感性强弱顺序由强到弱依次为原油黏度、有效厚度、剩余油饱和度、渗透率、纯总比、孔隙度、油藏深度。其中，原油黏度和有效厚度是稠油油藏多元热流体吞吐效果的高强度影响因素，这与稠油油藏吞吐开发主要受原油黏度和有效厚度影响的认识[12]相符；剩余油饱和度、渗透率次之，为中强度影响因素；纯总比、孔隙度和油藏深度[13]影响最弱，为低强度影响因素。

表3 地质流体参数敏感性分析结果

3 地质流体参数界限研究

建立基础模型[14]，基础模型的各项参数为有效厚度为11 m，深度为1 300 m，渗透率为1 000×10-3μm2，孔隙度为0.28, 纯总比为1.0，50 ℃原油黏度[15]为4 000 mPa·s，原始含油饱和度为70%，在此模型基础上，分高、中、低影响强度建立不同油藏流体参数的数模模型[16]，计算得到60美元油价下单井净产油，单井净产油定义为单位油价下的单井净收入，从而得到不同油藏流体参数的界限值(表4)。

3.1 高强度影响因素：原油黏度和有效厚度、油藏深度界限

由于油藏深度影响着钻井投资，高强度影响因素原油黏度和有效厚度[17]需要结合油藏深度考虑。模拟油藏深度300～1 800 m、50 ℃下原油黏度500～8 000 mPa·s和有效厚度4～15 m下各模型的结果[18]，计算60美元油价下各模型的单井净产油量(图4)。从图4可以看出，原油黏度越高，流动阻力[19]越大，效果越差，超过6 000 mPa·s后，净产油为负值，多元热流体吞吐无效，同时，开发效果受有效厚度和深度影响已经很微弱；有效厚度越大，储量越大，净产油越多；深度越深，油藏压力越大，效果越好。油价60美元时，油藏深度、原油黏度和有效厚度的界限如表4所示。

表4 稠油油藏多元热流体吞吐开发黏度、厚度及深度界限

图4 稠油油藏多元热流体吞吐不同深度、原油黏度和有效厚度下单井净产油量曲线

3.2 中强度影响因数：剩余油饱和度、渗透率界限

计算黏度为500～6 000 mPa·s，剩余油饱和度0.4～0.7的各模型的单井净产油，剩余油饱和度[19]越高，净产油越多；同理，计算黏度500～6 000 mPa·s，渗透率为500×10-3～5 000×10-3μm2的各模型的单井净产油量(图5)，渗透率越高，效果越好。同样可以看出黏度增加，效果变差。不同黏度下的含油饱和度、渗透率界限值[20]如表5所示。

表5 稠油油藏多元热流体吞吐剩余油饱和度和渗透率界限

图5 稠油油藏多元热流体吞吐不同原油黏度和剩余油饱和度、渗透率下单井净产油量曲线

3.3 低强度影响因素：纯总比、孔隙度界限

纯总比和孔隙度的影响也不可忽视，纯总比影响着热利用效率[21]，纯总比越高，更多热量可以加热油层，效果越好；孔隙度越大，油层性质越好，单井净产油越多。不同纯总比、孔隙度下的单井净产油量如图6所示。由图6可知，纯总比和孔隙度[16]的界限分别为0.42和0.20。

图6 稠油油藏多元热流体吞吐不同纯总比、孔隙度下单井净产油量曲线

4 现场应用

红001井区八道湾组油藏50 ℃原油黏度为213～9 780 mPa·s，平均1 156 mPa·s，平均有效厚度9.6 m，渗透率493×10-3μm2，孔隙度24.1%，含油饱和度67.1%，主要参数符合上述多元热流体吞吐的油藏条件，2016—2017年共有30口井进行了多元热流体吞吐，注多元热流体吞吐时间平均为第7轮，采出程度平均17%，21口井见效明显，见效率70%，单井日产油由措施前的0.3 t/d增加到1.2 t/d, 含水率由89.3%下降到73.4%。另外9口井由于原油黏度高，均值7671 mPa·s，而油层厚度仅7.3 m，小于标准值11 m，出现产液，产油下降而含水上升的问题。

红-4扩边区齐古组H49井有效厚度9.2 m，50 ℃黏度5 323 mPa·s，含油饱和度52.7%，渗透率829×10-3μm2，孔隙度25.6%，油藏条件符合上述界限，2016年8月第6轮注入12×104Nm3空气和204.4 t水，平均日产液由注入前一轮的9.09 t/d增加到注入后的11.4 t/d,日产油由0.27 t/d增加到2.9 t/d，含水由97.1%降低到74.6%，取得很好的效果。

黑帝庙区块平均有效厚度8.2 m，地下原油黏度282 mPa·s，属于普通稠油I-2类，渗透率为1 736×10-3μm2，孔隙度33.9%，含油饱和度65%，平均埋深270 m，油藏条件符合上述界限，2005—2010年共实施63口井的多元热流体吞吐，单井平均注入8×104Nm3空气和128 t蒸汽，61口井增产明显，单井轮产油量由上轮的190 t/井增加到768 t/井。统计资料显示，采用多元热流体吞吐产油，与上轮蒸汽吞吐对比，可以提高阶段采出程度3.2%。典型井的主要地质参数及多元热流体吞吐措施效果如表6所示。

表6 黑帝庙油藏多元热流体吞吐典型井主要地质参数及增产效果

5 结论

(1)多元热流体具有降低原油黏度，增加油藏压力，调整油藏剖面，从而改善稠油油藏吞吐开发效果的作用。

(2)影响稠油油藏多元热流体吞吐开发效果的油藏、流体因素中：高强度因素为原油黏度和有效厚度，中强度影响因素为剩余油饱和度和渗透率，低强度影响因素为纯总比、孔隙度和油藏深度。

(3)分影响强弱有主次的研究了稠油油藏多元热流体吞吐开发的地质参数界限，现场实际生产数据表明该界限的准确性。