李延杰，張艷玉，張賢松，陳會(huì)娟，孫曉飛

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580；2.中海油研究總院，北京100027）

渤海海域稠油資源豐富，稠油熱采是開采稠油的一種行之有效的方法，而蒸汽吞吐是稠油熱采中一種較為成熟有效的方法［1-2］。在蒸汽吞吐過程中，注汽費(fèi)用在開發(fā)成本中占有較大比重［3］。合理利用蒸汽熱能、優(yōu)化周期注汽量可以提高蒸汽吞吐油汽比，保持油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)；同時(shí)，海上油田開發(fā)具有井距大、縱向跨度大、埋藏深和后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可能性小等特點(diǎn)［4-5］。因此，有必要開展海上稠油油藏蒸汽吞吐合理周期注汽量研究，以期達(dá)到較好的開發(fā)效果。

1 模型建立

選取渤海海域有代表性的M油藏，依據(jù)油藏實(shí)際參數(shù)建立概念模型?；緟?shù)包括：油藏頂界埋深為1 136 m，原始地層壓力為11.0 MPa，油藏溫度為53℃，地層原油粘度為440 mPa·s，油層厚度為13 m，初始含油飽和度為0.7，平面滲透率為6 065×10-3μm2，孔隙度為0.356。油藏?cái)?shù)值模擬模型網(wǎng)格劃分為66×21×13，水平方向網(wǎng)格步長(zhǎng)為10 m，縱向網(wǎng)格步長(zhǎng)為1 m。采用水平段蒸汽吞吐方式開采，1口水平井位于模型第11層，水平段長(zhǎng)度為300 m，單井控制儲(chǔ)量為45.6×104m3。模擬計(jì)算的熱物性參數(shù)包括：參考深度為1 116 m，參考?jí)毫?0.368 MPa，巖石壓縮系數(shù)為16.6×10-3MPa-1，巖石熱膨脹系數(shù)為1.00×10-6J/℃，巖石熱容為2.58×106J/（m3·℃），巖石熱傳導(dǎo)系數(shù)為1.63×105J/（m·d·℃），水熱傳導(dǎo)系數(shù)為5.99×104J/（m·d·℃），油熱傳導(dǎo)系數(shù)為9.77×103J/（m·d·℃），氣熱傳導(dǎo)系數(shù)為1.90×103J/（m·d·℃），頂、底蓋層熱損失分別為2.20×106和0.106×106J/（m·d·℃）。

根據(jù)海上油田特點(diǎn)，考慮空氣段、海水段、地層段井筒熱損失，確定井底蒸汽干度為0.5。通過注采參數(shù)優(yōu)化，確定基礎(chǔ)方案注采參數(shù)：第1周期注汽量為6 000 m3，注汽速度為250 m3/d，蒸汽溫度為340℃，燜井時(shí)間為5 d，產(chǎn)液速度為250 m3/d。根據(jù)海上油田保壓開發(fā)的要求，保證地層壓力不低于5 MPa，后續(xù)各周期注汽量和第1周期注汽量相同。根據(jù)蒸汽吞吐經(jīng)濟(jì)極限界限研究，吞吐輪次轉(zhuǎn)換條件是前3周期經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量分別為12，10和8 m3/d，后續(xù)周期經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為6 m3/d；蒸汽吞吐結(jié)束條件是周期油汽比低于0.22，共計(jì)吞吐10個(gè)周期。

2 蒸汽吞吐周期注汽量?jī)?yōu)化研究

2.1 定性研究

在保證各方案總注汽量（60 000 m3）相同的情況下，共設(shè)計(jì)了7種方案對(duì)各周期注汽量進(jìn)行定性研究［6-8］，包括周期注汽量遞增，遞減，LSL（Large—Small—Large），SLS（Small—Large—Small），LSHL（Large—Small—Horizontal—Large），SLHS（Small—Large—Horizontal—Small）和固定值（各周期注汽量相同）（表1）。

表1 不同方案各周期注汽量統(tǒng)計(jì) m3

將周期注汽量固定值方案各周期的周期產(chǎn)油量作為歸一化標(biāo)準(zhǔn)。從不同方案的歸一化周期產(chǎn)油量（圖1）可以看出，蒸汽吞吐初期（1—3周期）各方案周期產(chǎn)油量相差不大，但到蒸汽吞吐中期（4—6周期）各方案周期產(chǎn)油量差別較大，在蒸汽吞吐晚期（第7周期之后），遞增的注汽方式產(chǎn)油量最高，遞減的注汽方式產(chǎn)油量最低。

圖1 不同方案的歸一化周期產(chǎn)油量

從不同方案蒸汽吞吐結(jié)束時(shí)采出程度（圖2）可以看出，采出程度由大到小的順序?yàn)檫f增—SLS—LSHL—固定值—SLHS—LSL—遞減。說明蒸汽吞吐多周期注汽量采用遞增的注汽方式效果最好，采用遞減的注汽方式效果最差。對(duì)于遞減的注汽方式，由于初期采用較大的注汽量加熱地層后，后續(xù)周期的注汽量較小，不能夠擴(kuò)大加熱范圍，難以波及到加熱范圍之外的原油；而遞增的注汽方式則能不斷擴(kuò)大加熱范圍，降低原油粘度，達(dá)到更好的開發(fā)效果。

圖2 不同方案蒸汽吞吐結(jié)束時(shí)的采出程度

因此，在總注汽量相同的情況下，蒸汽吞吐開發(fā)時(shí)各周期注汽量應(yīng)采用遞增的方式進(jìn)行開發(fā)。由于每個(gè)周期的注汽量在逐漸改變，且周期注汽量遞增率的不同對(duì)吞吐效果有較大影響，因此，需要對(duì)開發(fā)效果最好的遞增方案進(jìn)行定量細(xì)化研究。

2.2 定量研究

在定性研究的基礎(chǔ)上，針對(duì)開發(fā)效果最好的周期注汽量遞增方案進(jìn)行定量細(xì)化研究［9-12］。在保證各方案總注汽量（60 000 m3）相同的情況下，分為周期注汽量等量遞增和周期注汽量不等量遞增2類，共設(shè)計(jì)了12種不同周期注汽量遞增方案進(jìn)行研究（表2，表3）。

表2 蒸汽吞吐周期注汽量遞增方案設(shè)計(jì)

表3 蒸汽吞吐周期注汽量遞增方案各周期注汽量統(tǒng)計(jì)結(jié)果 m3

從圖3可知，采用方案4的注汽方式效果最好，方案5的注汽方式效果次之，方案1的注汽方式效果最差。這是因?yàn)椋桨?和方案5的注汽方式由于初期采用較小的注汽量加熱地層，后續(xù)周期的注汽量較大，能夠不斷的擴(kuò)大加熱范圍，降低原油粘度；而采用方案1的注汽方式，相對(duì)于方案4和方案5，由于初期采用較大的注汽量加熱地層后，后續(xù)周期增加的注汽量較小，擴(kuò)大加熱范圍小于方案4和方案5，不能波及到加熱范圍之外的原油，開采效果較差。綜上所述，在總注汽量相同的情況下，蒸汽吞吐各周期注汽量遞增率為20%時(shí)開發(fā)效果最好。

圖3 不同周期注汽量遞增方案蒸汽吞吐結(jié)束時(shí)的采出程度

3 應(yīng)用效果

針對(duì)M油藏實(shí)際區(qū)塊，運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬方法進(jìn)行效果預(yù)測(cè)，該區(qū)塊共19口水平井，控制儲(chǔ)量為866.4×104m3。在保證總注汽量相同的情況下，對(duì)蒸汽吞吐周期注汽量最優(yōu)方案（各周期注汽量遞增率為20%）和各周期注汽量相同2種注汽方式進(jìn)行了對(duì)比，吞吐10周期后，蒸汽吞吐周期注汽量最優(yōu)方案（表4）比各周期注汽量相同的注汽方式的累積產(chǎn)油量提高4.58×104m3，采出程度提高0.53%。

表4 蒸汽吞吐周期注汽量最優(yōu)方案開發(fā)指標(biāo)數(shù)據(jù)

4 結(jié)論

通過對(duì)海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，得到蒸汽吞吐注汽量的最優(yōu)方案：在總注汽量相同的情況下，蒸汽吞吐開發(fā)時(shí)各周期注汽量應(yīng)隨著周期數(shù)的增加而增加，周期注汽量等量遞增且遞增率為20%的注汽方式效果最好，這是因?yàn)檫f增的注汽方式能不斷的擴(kuò)大加熱范圍，降低原油粘度，達(dá)到更好的開發(fā)效果。

運(yùn)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行預(yù)測(cè)的結(jié)果表明，利用蒸汽吞吐周期注汽量最優(yōu)方案的注汽方式開發(fā)海上稠油油藏能取得較好的開發(fā)效果，對(duì)同類油藏的高效開發(fā)具有一定的借鑒作用。

［1］ 楊兵，李敬松，張賢松，等.稠油油藏水平井多元熱流體吞吐高效開采技術(shù)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（2）：41-44.

［2］ Geragg Chourio，Jose Bracho，Martinez D E.Evaluation and appli?cation of the extended cyclic steam injection as a new concept for Bachaquero-01 Reservoir in West Venezuela［C］.SPE 148083，2011.

［3］ 張義堂.熱力采油提高采收率技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006：4-8，124-148.

［4］ 陳偉.陸上A稠油油藏蒸汽吞吐開發(fā)效果評(píng)價(jià)及海上稠油油田熱采面臨的挑戰(zhàn)［J］.中國(guó)海上油氣，2011，23（6）：384-386.

［5］ 張光明，石立華，喻高明，等.海上稠油砂巖油藏采出程度敏感性分析與評(píng)價(jià)——以秦皇島32-6油田為例［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（3）：90-93.

［6］ Mohammad Tamim，Bangladesh，F(xiàn)arouq Ali S M.Optimization of cyclic steam stimulation using an analytical model［C］.SPE 39553，1998.

［7］ John H Duerksen，Glenn W Cruikshank，Wasserman Mel L.Perfor?mance and simulation of a Cold Lake tar sand steam-injection pi?lot［C］.SPE 11700，1984.

［8］ Pethrick W D，Sennhauser E S，G.Harding T.Numerical modelling of cyclic steam stimulation in Cold Lake oil sands［J］.JCPT，1988，27（6）：89-97.

［9］ 高達(dá)，侯健，孫建芳，等.水平井蒸汽吞吐經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2011，18（1）：92-96.

［10］ 李卉.稠油油藏蒸汽吞吐參數(shù)優(yōu)化及效果預(yù)測(cè)［J］.石油地質(zhì)與工程，2012，26（1）：89-91.

［11］ 陳彩云.河南油田高淺3區(qū)普通稠油油藏過熱蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化研究［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2011，33（6）：312-314.

［12］ 楊曉培.河南油區(qū)稠油油藏水平井開發(fā)技術(shù)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（2）：72-74.