渤海稠油油藏多元热流体开发全过程参数优化

孙永涛， 李兆敏， 王壮壮， 林 涛， 孙玉豹， 鹿 腾， 李松岩

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院， 青岛 266580； 2.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院， 天津 300450；3.自然资源部天然气水合物重点实验室， 中国地质调查局青岛海洋地质研究所， 青岛 266071)

渤海油田稠油资源丰富，但冷采开发采收率仅2%左右，常规热采方法如蒸汽吞吐、蒸汽驱等由于受开发成本、平台空间等方面限制，难以在海上稠油油藏的开发中发挥作用[1-3]。随着海上小型化热采设备以及相关配套技术取得突破，多元热流体技术逐渐成熟，该技术利用航天发动机的燃烧喷射原理，将发生器内燃料燃烧产生的蒸汽、热水以及烟道气共同注入稠油油藏，实现其高效开发[4]。2008年率先在渤海南堡35-2油田南区实施了多元热流体吞吐先导试验，热采试验井产能较冷采提高了3倍，预测采收率可在冷采基础上提高8.5%，目前已在20余井次成功实施多轮多元热流体吞吐，该技术已成为渤海稠油高效开发的主要手段[5-8]。2016年辽河油田洼38-34-新528井开展了蒸汽吞吐开发后期转多元热流体吞吐先导试验，周期产油量较前一周期蒸汽吞吐提高2倍，含水率下降15%左右，说明多元热流体技术能有效改善稠油油藏蒸汽吞吐后的开发效果[9]。近年来，多元热流体技术针对鲁克沁东区深层超稠油油藏开发进行了室内研究，发现在实际多元热流体工艺条件下，驱油效率可达68.5%，说明多元热流体技术对深层超稠油油藏开发是理论可行的[10]。

随着渤海稠油多元热流体吞吐开发的深化，周期产能递减加快，井间气窜问题突出，地层亏空严重，开发效果持续恶化。大多数井次已进入多元热流体吞吐二轮次末期，周期产能仅为第一轮次的70%，第二轮次吞吐时间远超热采有效期，分析认为，及时转周是提高开发效果必要措施[11]。针对气窜问题，研究人员从注入方案优化、组合式吞吐设计和封窜体系研制等方面开展了大量工作，形成了“两井同注+温敏调堵+防乳增效”的气窜复合防治技术，并于2016年在NB35-2油田进行了现场实践，井间窜流得到有效控制，单井产量大幅提升[12-16]。同时，多轮次吞吐后还面临进一步提高采收的问题，数值模拟结果表明，地层压力降至4.5～7.0 MPa区间时应及时转驱，转驱后采收率较吞吐开发能够提高14.13%[17-18]。

目前渤海油田已进行多元热流体吞吐开发20余井次，回顾多元热流体技术应用中出现的问题和改善措施，除去地层因素影响，造成开发后期效果变差的根本原因是缺乏多元热流体吞吐转驱开发全过程的优化设计，及时转周能够减缓周期产能下降，合理的注采参数，特别是气水比，能减缓气窜发生，明确的转驱时机能有效改善开发效果。因此，本文以渤海A油田区块的稠油油藏作为研究对象，对多元热流体吞吐不同开发阶段注采参数、多元热流体吞吐转驱时机和多元热流体驱不同开发阶段注采参数进行优化设计，首次实现针对多元热流体开发全过程的系统研究。

1 模型建立

渤海A油田是位于渤海中部海域的稠油油藏，储层沉积类型是河流相沉积，埋深900～1 300 m右，孔隙度范围24%～45%，渗透率范围100～5 000 mD(1 mD=10-3μm2)，呈现高孔高渗特征，原油密度范围0.939～0.966 g/cm3，地面脱气原油黏度位于1 654～3 893 mPa·s范围内。

该模型以A油田的油藏参数和开发现状作为依据，建立一个反五点法水平井井组概念模型，考虑到本次研究区域的大小、形状和开发方式，建立的模型大小为1 220 m×900 m×8 m，网格划分为61×45×4，水平井段长300 m，井距200 m。油藏主要参数见表1。利用上述模型进行油藏数值模拟研究，首先模拟多元热流体吞吐开发，该过程中多元热流体的注入温度设定为360 ℃，注水强度(单位水平井段长度上的日注水量)为15 m3/m，气水比(标况下多元热流体中气体与当量水的体积比)为100 Sm3/m3，CO2与N2比例为20%∶80%，焖井时间为3 d，产液速度为100 m3/d。

表1 油藏基本参数

2 多元热流体吞吐阶段参数优化

通过调研文献，并结合现场经验，可知注水强度、气水比、CO2与N2比例是影响多元热流体吞吐效果的主要参数，因此在多元热流体吞吐阶段对这三个注入参数进行优化。注水强度的取值为10、12.5、15、17.5、20 m3/m；气水比的取值为50、100、150、200、250 Sm3/m3；多元气体中CO2与N2的比例取值为20%∶80%、40%∶60%、60%∶40%、80%∶20%、100%∶0。

在确定了需要优化的注入参数及其取值范围的基础上，利用正交方法设计了25个方案，进而对多元热流体吞吐阶段各周期注入参数进行优化。这里详细介绍第一周期的参数优化过程，后续各周期的参数优化都是在前面周期参数优化的基础上进行的，优化过程与第一周期类似。图1展示了第一个吞吐周期内不同方案下的产油量预测结果，图2～图4分别表示了周期产油量随注水强度、气水比和CO2比例的变化关系。

图1 第一周期不同方案的生产结果Fig.1 Production results of different schemes for the first cycle

图2 第一周期累计产油量随注入强度的变化关系Fig.2 Change of cumulative oil production in the first cycle with water injection intensity

图3 第一周期累计产油量随气水比的变化关系Fig.3 Change of cumulative oil production in the first with gas-water ratio

图4 第一周期累计产油量随CO2比例的变化关系Fig.4 Change of cumulative oil production in the first with CO2 percentage

图2～图4中，以周期累产油量作为优化注入参数的衡量指标，随注水强度的增大，周期累产油先增大后逐渐趋于稳定；随气水比增大，周期累产油先增大后减小；随注入气体中CO2比例的增大，周期累产油先增大后逐渐趋于稳定。因此，多元热流体吞吐第一周期的最佳注入参数：注水强度为15 m3/m，气水比为100 Sm3/m3，CO2与N2比例为60%∶40%。

在第一周期注入参数优化的基础上，按照相同的正交方法对第二周期注入参数进行优化。依此类推，共计优化9个周期，得到不同周期所对应的最佳注入参数。以各周期的平均压力为横坐标，从而得到最佳注入参数随地层平均压力的变化，如图5所示。

图5 多元热流体吞吐阶段最佳注入参数图版Fig.5 Plate of optimal injection parameters in the stage of multi-thermal fluid huff and puff

从图5中可以看到，随地层压力下降，最佳注水强度逐渐增大，最佳气水比小幅增大后基本保持稳定，当地层压力降至4 MPa后，最佳注水强度显著减小，最佳气水比迅速增大。最佳的CO2比例随地层压力下降先增大后减小，当地层压力降至4 MPa后，最佳CO2比例基本保持稳定。

根据最佳注入参数随地层压力的变化规律，可将多元热流体吞吐阶段划分3个阶段，即多元热流体吞吐早期(地层压力>8 MPa)，多元热流体吞吐中期(4 MPa<地层压力<8 MPa)，多元热流体吞吐后期(地层压力<4 MPa)。

多元热流体吞吐开发早期，地层压力较高，不需要注入过多的多元热流体，高压下CO2的溶解降黏作用较强，因此最佳注水强度和气水比较小，最佳CO2比例较高。随着开发进行，地层压力逐渐下降，需要注入更多的多元热流体以补充地层能量，因此开发中期，最佳注水强度和气水比逐渐增大。在吞吐开发后期，地层压力小于4 MPa，此时地层能量亏空严重、开发效果较差，需要注入气体补充地层能量，但注入再多热量也很难改善开发效果，因此最佳注水强度减小，气水比显著增大，并且此时气体的作用以增能为主，溶解降黏作用不明显，因此CO2比例保持较低水平。

3 多元热流体吞吐转驱时机和井网优化

多元热流体吞吐后期开发效果较差，必须转驱，但转驱后的开发效果受到井间热连通的影响。如果过早转驱，注入井与生产井之间没有实现热连通，转驱后开发效果较差；如果转驱时机过晚，吞吐过度，会造成注入井与生产井之间容易形成气窜通道，导致波及效率较低。同时，转驱后的井网对多元热流体驱阶段的波及系数有很大影响。因此，合理的多元热流体吞吐转驱时机和转驱井网对多元热流体开发效果至关重要。

为了优化转驱时机，分别在多元热流体吞吐2、3、4、5、6、7个轮次后进行转多元热流体驱开发。多元热流体吞吐阶段的注入参数采用优化得到的结果，多元热流体驱阶段的注水速度为300 m3/d，气水比为50 Sm3/m3，CO2与N2比例为20%∶80%，采注比为1.6，井网采用五点法井网，多元热流体驱的停井条件为井组日产油低于20 t/d。以多元热流体吞吐阶段和驱替阶段总的产油量为衡量转驱时机的指标，通过数值模拟研究，得到累计产油量与转驱周期的关系，如图6所示。

图6 不同转驱时机时对应的累计产油量Fig.6 Cumulative oil production for different timing to turn to multi-thermal fluid flooding

从图6中可以看到，在多元热流体吞吐及转驱的开发全过程中，随转驱周期的增大，累计产油量先增大后趋于稳定，在吞吐4个轮次之后转驱，累计产油量基本不再明显增大。考虑到转驱时机越晚，生产时间越长，多元热流体开发的经济效益越差，因此应及时转驱，最佳转驱周期为吞吐开发4周期。从吞吐开发周期与地层压力的关系上可以知道，吞吐开发4个周期后，地层压力大约为5 MPa。因此，可以得出，多元热流体吞吐转驱的最佳时机为地层压力降至5 MPa左右时。在确定了最佳转驱时机的基础上，选取了3种典型井网：五点法井网、反九点井网和排状井网，对多元热流体驱阶段的井网进行优化。从表2中可以看出，在相同的停井条件下，以五点法井网转驱开发时生产时间最长，采出程度最高，反九点法井网和排状井网的生产时间和采出程度远小于五点法井网，但是排状井网的平均采油速度最高，油汽比最大。

表2 不同井网下多元热流体驱开发指标对比

图7 不同井网下剩余油饱和度对比Fig.7 Comparison of residual oil saturation under different well patterns

图7对比了三种不同井网下剩余油饱和度，可以看出，以五点法井网进行多元热流体开发时模型中剩余油饱和度较小，波及范围较大，反九点井网对应的模型边缘剩余油饱和度较大，排状井网对应的井间剩余油饱和度较大。因此，综合对比考虑，选取五点法井网作为多元热流体驱的井网。

4 多元热流体驱阶段参数优化

在优化了多元热流体吞吐阶段注入参数和转驱时机及井网的基础上，对多元热流体驱阶段的注入参数进行优化，考虑到多元热流体驱阶段不同注采参数对开发效果的影响，确定注水速度、气水比、CO2比例和采注比是需要优化的参数。注水速度的取值分别是100、200、300、400、500 m3/d；气水比的取值分别是25、50、75、100、125 Sm3/m3；CO2比例的取值分别是20%、40%、60%、80%、100%；采注比的取值分别是1.0、1.2、1.4、1.6、1.8。

在多元热流体驱替过程中，含水率逐渐上升，含水率的变化对注采参数的选取有一定影响。为了体现不同驱替阶段的特点，可将整个多元热流体驱过程划分为三个阶段：含水率小于40%、大于40%小于80%、含水率大于80%，对每个阶段的最佳注采参数分别进行优化。每个驱替阶段的优化过程中，都采用正交方法设计了25个方案，对生产效果进行预测，多元热流体驱阶段停井条件可设置为井组日产油低于20 t/d。这里仅以含水率小于40%的驱替阶段为例，分析该阶段注采参数的优化过程。图8是含水率小于40%的驱替阶段不同方案的累产油结果，图9～图12分别是累计产油量随注水速度、气水比、CO2比例和采注比的变化关系。

图8 多元热流体驱阶段不同方案的生产效果Fig.8 Production result of different schemes for multi-thermal fluid flooding

图9 累计产油量随注水速度的变化关系Fig.9 Change of cumulative oil production with water injection rate

图10 累计产油量随气水比的变化关系Fig.10 Change of cumulative oil production with gas-water ratio

从图9～图12中可以看到，随注水速度、气水比、CO2比例和采注比增大，累计产油量具有相似的变化规律，都是先增大后减小。因此，在含水率小于40%的多元热流体驱阶段，可以得到最佳注采参数：注水速度为300 m3/d、气水比为50 Sm3/m3、CO2比例为40%、采注比1.6。

图12 累计产油量随采注比的变化关系Fig.12 Change of cumulative oil production with production-injection ratio

在得到了含水率小于40%的驱替阶段的最佳注采参数的基础上，采用同样的方法，分别对后续两个驱替阶段的注采参数进行了优化，最终得到多元热流体驱全过程中最佳注采参数的变化，如图13所示。

从图13中可以看出，随含水率增大，对应的最佳注水速度逐渐减小，气水比逐渐增大，CO2比例和采注比也逐渐减小。根据含水率大小，将含水率小于40%的阶段划分为低含水阶段，将含水率40%～80%的阶段划分为中含水阶段，将含水率大于80%的阶段划分为高含水阶段。在低含水阶段，注水速度大，气水比小，采注比保持较高水平；随着含水率上升，注水速度大幅下降，气水比显著增加，CO2比例也明显减小，采注比小幅降低；在高含水阶段，注水速度保持较低水平，气水比较大，采注比逐渐减小。

5 结论

(1)优化得到多元热流体吞吐阶段全过程的最佳注入参数图版。根据地层压力，将多元热流体吞吐开发划分早期(大于8 MPa)、中期(8～4 MPa)和后期(小于4 MPa)三个阶段。随吞吐开发进行，地层压力逐渐降低，注水强度先增大后减小；气水比先小幅增大，中期保持基本不变，最后逐渐增大；气体中CO2比例开始较大，随后逐渐降低，前期CO2比例维持40%～60%，后期基本保持15%左右。

(2)多元热流体吞吐转驱的最佳时机为地层压力降至5 MPa左右时，最佳的转驱井网为五点法井网。

(3)优化得到多元热流体驱替阶段全过程的最佳注入参数图版。根据驱替过程中含水率大小，将多元热流体驱过程划分成3个阶段，即含水率小于40%的低含水阶段、含水率40%～80%的含水上升期和含水率大于80%的高含水阶段。随多元热流体驱进行，含水率上升，最佳注水速度在低含水率阶段小幅减小，在中含水阶段大幅下降，在高含水阶段保持较低水平，最佳气水比的变化规律与注水速度基本相反。