袁忠超，鄭偉，田冀，朱國金，譚先紅 （中海油研究總院開發(fā)研究院，北京100027）

目前海上油田將地層原油黏度大于350mPa·s的原油定義為非常規(guī)稠油，截至2015年渤海非常規(guī)稠油三級地質(zhì)儲量約7.2×108m3，其中邊水油藏占到了50%左右［1］?，F(xiàn)階段我國海上稠油油田開發(fā)以多元熱流體吞吐試驗為主，取得了一定的效果和認(rèn)識［2～5］，但對于邊水稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素分析還無相關(guān)報道。為了認(rèn)識各參數(shù)對多元熱流體吞吐的影響規(guī)律，為抑制邊水推進(jìn)提供理論支持，筆者考察了不同油藏滲透率、原油黏度、布井層位、水體大小、距內(nèi)含油邊界距離等參數(shù)條件下的多元熱流體吞吐開發(fā)規(guī)律，得到了各因素的敏感程度及規(guī)律，并確定了最佳的熱采井距邊水距離，研究成果對今后渤海邊水稠油油田的開發(fā)具有一定的借鑒和指導(dǎo)意義。

1 油藏概況

渤海A油田南區(qū)屬于復(fù)式鼻狀構(gòu)造，主要含油層段位于明化鎮(zhèn)組下段。油藏埋深為900～1300m，儲層為河流相沉積，具有高孔、高滲及非均質(zhì)性較強(qiáng)的特征，平均孔隙度35%，平均滲透率4245mD。油水關(guān)系復(fù)雜，油藏類型以巖性－構(gòu)造復(fù)合油藏為主。原油具有高密度、高黏度、高膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、低凝固點的特點，地下原油黏度449～926mPa·s。A油田南區(qū)在開發(fā)過程中主要暴露出受原油黏度的影響冷采井產(chǎn)能低、含水上升快的問題，預(yù)計冷采采收率不超過5%［6］。為改善開發(fā)效果，A油田南區(qū)于2008年9月開始多元熱流體吞吐試驗探索［7，8］。

多元熱流體吞吐工藝是利用航天火箭發(fā)動機(jī)的燃燒噴射機(jī)理，將柴油（原油或天然氣）及高壓空氣注入燃燒室內(nèi)燃燒加熱高壓注入水，形成由熱水、蒸汽及N2、CO2等混合而成的多元熱流體一同注入地層進(jìn)行吞吐采油，其增產(chǎn)原理主要包括熱水加熱降黏、CO2溶解降黏及N2、CO2的增能助排、擴(kuò)大波及體積作用［9～12］。

2 模型建立

根據(jù)渤海A油田南區(qū)油藏特點建立了數(shù)值模擬模型，利用CMG數(shù)值模擬軟件STARS熱采模塊分析各影響因素。模型采用直角坐標(biāo)系，吞吐井為水平井，巖石和流體參數(shù)根據(jù)油田實際提供的參數(shù)取值，部分熱物性參數(shù)借用相似油田實驗值，基礎(chǔ)參數(shù)如表1所示。

3 多元熱流體吞吐影響因素分析

3.1 滲透率

設(shè)置滲透率分別為1000、1500、2000、2500、3000、3500、4000mD，考察滲透率對邊水油藏?zé)崃黧w吞吐開發(fā)效果的影響，結(jié)果見圖1。由圖1可以看出，隨著滲透率的增加，流體流動能力增強(qiáng)，累計產(chǎn)油量逐漸增加；同時，邊水突破時間也逐漸縮短，但整體開發(fā)效果呈現(xiàn)變好趨勢；當(dāng)滲透率增加到一定程度時，滲透率對開發(fā)效果影響不大。

3.2 水體大小

在其他參數(shù)不變的前提下，考察不同水體大?。?、3、4、5、6、7、8倍）條件下多元熱流體吞吐效果，結(jié)果如圖2所示。水體大小指的是自由水的體積與烴類空間體積之比，其大小為自由水體積／（油相體積×體積系數(shù)）?？梢钥闯?，隨著水體大小的增加，雖然可增加地層能量，但同時也增加了邊水突破的可能性，使得邊水突破時間縮短，含水率上升，開發(fā)效果變差。

圖1 滲透率對多元熱流體吞吐開發(fā)效果的影響

圖2 水體大小對多元熱流體吞吐開發(fā)效果的影響

3.3 距內(nèi)含油邊界距離

分別設(shè)置水平井距內(nèi)含油邊界距離為80、120、160、200、240、280、320m，由圖3可知，若距離邊水距離過小，隨著水平井附近的壓力不斷降低，邊水將很快突破到井底，造成水平井嚴(yán)重水淹。隨著距邊水距離的增加，邊水突破的趨勢大幅度減緩，當(dāng)水平井距內(nèi)含油邊界在200m以上時，邊水影響較小，開發(fā)效果較好。

3.4 布井層位

該砂體地質(zhì)模型在縱向上劃分為10個網(wǎng)格，分別射開縱向不同位置，考察布井層位對開發(fā)效果的影響，如圖4所示，在距內(nèi)含油邊界一定距離的情況下，由于N2、CO2混合氣體超覆作用的影響，可較好地動用上部儲層。因此，在油層下部部署水平井效果優(yōu)于其他部位。

圖3 距邊水距離對多元熱流體吞吐開發(fā)效果的影響

圖4 布井層位對多元熱流體吞吐開發(fā)效果的影響

3.5 原油黏度

原油黏度不但決定了原油的流動性，而且通過油水流度比決定了邊水推進(jìn)的速度，因此分別設(shè)定地層原油黏度為400、600、800、1000、1200、1400、1600mPa·s進(jìn)行研究，結(jié)果見圖5。由圖5可知，隨著原油黏度的增加，開發(fā)效果逐漸變差。主要因為原油黏度越大，其流動性越差；黏度越高，油水流度比越大，邊水推進(jìn)速度越快，邊水突破時間縮短，開發(fā)效果變差。

3.6 地層傾角

由于多元熱流體由熱水及大量的N2、CO2組成，因此地層傾角將對氣體的超覆作用、注入熱水的縱向分布及邊水的重力抑制作用產(chǎn)生影響。選取地層傾角為4、6、8、10、12、14、16°進(jìn)行研究，結(jié)果見圖6。由圖6可知，隨著地層傾角的增加，氣體超覆作用和油水重力作用逐漸起到主導(dǎo)作用，累積產(chǎn)油量逐漸增加，邊水突破時間延緩，但傾角增大到一定程度（8°），超覆和重力作用差異不大，對開發(fā)的影響程度也逐漸變小。

圖5 原油黏度對多元熱流體吞吐開發(fā)效果的影響

圖6 地層傾角對多元熱流體吞吐開發(fā)效果的影響

4 各參數(shù)的影響程度分析

通過CMG數(shù)值模擬軟件CMOST模塊，可在敏感性分析的基礎(chǔ)上，給出各參數(shù)對目標(biāo)函數(shù)的影響程度。由圖7可知，在該模型參數(shù)變化范圍內(nèi)，通過OPAAT（單因素變化）分析，距內(nèi)含油邊界距離對邊水稠油油藏多元熱流體吞吐效果影響最大（即當(dāng)距離邊水距離由最近80m到最遠(yuǎn)320m時，累計產(chǎn)油量由2.7×104m3增加至7.5×104m3，其影響幅度最大）。其他因素依次為滲透率、原油黏度、水體大小、地層傾角、布井層位（圖中參數(shù)順序即為影響程度排序）。

5 現(xiàn)場分析

渤海A油田南區(qū)是海上第一個實施熱采試驗的稠油油田，該油田自2008年9月開始進(jìn)行多元熱流體吞吐先導(dǎo)性試驗［13，14］，截止到2015年4月，已有17口井吞吐1輪，6口井吞吐2輪。筆者從構(gòu)造部位、滲透率、有效厚度等方面統(tǒng)計分析了南區(qū)6口熱采典型井開發(fā)效果，結(jié)果見表2。對比發(fā)現(xiàn)：當(dāng)水平井距離內(nèi)含油邊界200m以上時，熱采效果受邊水影響較小，吞吐有效期為300～500d，第1年平均累計產(chǎn)油量約1.8×104m3，含水率均在21%以下。以A2井為例，如圖8所示，其水平井雙靶點均遠(yuǎn)離內(nèi)含油邊界，第1年平均日產(chǎn)油量約70m3，目前仍維持在40m3／d以上，含水上升率慢，目前含水率僅14.6%，開發(fā)效果較好；當(dāng)水平井距內(nèi)含油邊界小于200m時，熱采效果受邊水影響很大，第1年累計產(chǎn)油量約為1.0×104m3，含水率均在75%以上。以A5井為例，如圖9所示，其第2靶點距內(nèi)含油邊界僅50m，平均日產(chǎn)油量由前6個月的51m3左右下降至23m3左右，含水率77%左右，日產(chǎn)油量遞減迅速，含水上升率快，開發(fā)效果相對較差。

圖7 各因素對多元熱流體吞吐開發(fā)效果影響程度圖

表2 南區(qū)熱采典型井開發(fā)效果統(tǒng)計表

圖8 A2熱采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖9 A5熱采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

6 結(jié)論與認(rèn)識

1）首次總結(jié)出渤海邊水稠油油藏多元熱流體吞吐影響因素及其影響規(guī)律，并確定了最佳的熱采井距邊水距離，可為邊水稠油油藏的開發(fā)提供一定的理論指導(dǎo)，也可為后期歷史擬合提供一定的借鑒。

2）研究結(jié)果表明，距內(nèi)含油邊界距離對邊水稠油油藏多元熱流體吞吐開發(fā)效果影響最大，其他因素依次為滲透率、原油黏度、水體大小、地層傾角、布井層位。

3）當(dāng)距內(nèi)含油邊界在200m及以上時，開發(fā)效果較好，同渤海A油田南區(qū)實際生產(chǎn)認(rèn)識較為符合：當(dāng)水平井距離內(nèi)含油邊界200m以上時，熱采效果受邊水影響較小，第1年平均累計產(chǎn)油量約1.8×104m3，含水率均在21%以下；當(dāng)水平井距內(nèi)含油邊界小于200m時，熱采效果受邊水影響很大，第1年累計產(chǎn)油量約為1.0×104m3，含水率均在75%以上，開發(fā)效果較差。

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