陳建波，劉東

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽300452）

海上稠油油田熱采吞吐后轉驅采收率研究

陳建波，劉東

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽300452）

采收率是衡量油田開發(fā)潛力和開發(fā)水平的重要指標。由于受工程、經(jīng)濟因素制約，海上稠油熱采起步較晚。目前渤海油田有10口井完成了第一輪次的多元熱流體吞吐先導試驗。由于海上稠油熱采處于熱采的早期階段，確定海上稠油油田熱采采收率十分必要且有意義。以渤海某稠油油田為例，通過對目前常用的采收率計算方法分析，篩選出適用于本油田的方法，并通過室內(nèi)巖心驅替實驗、陸地相似油田對比、數(shù)值模擬等多種手段對海上稠油油田熱采采收率進行了研究。

海上稠油；多元熱流體；蒸汽吞吐；數(shù)值模擬；采收率

采收率是衡量油氣田開發(fā)潛力、評價開發(fā)水平的重要指標。稠油油藏由于其開采方式和能量利用方式的不同，采收率確定方法不同于常規(guī)油藏。熱采作為有效開發(fā)稠油的方式之一，計算熱采采收率的方法較多，但是開發(fā)初期、開發(fā)中后期不同開發(fā)階需要不同的采收率評價方法。開發(fā)初期,采收率計算主要依據(jù)油藏靜態(tài)參數(shù)，開發(fā)中后期主要是依據(jù)注采特征動態(tài)參數(shù)[1]。由于受工程、經(jīng)濟因素制約，海上稠油熱采起步較晚[2]。目前渤海油田有10口井完成了第一輪次的多元熱流體吞吐先導試驗[3]。由于海上稠油熱采處于熱采的早期階段，確定海上稠油油田熱采采收率十分必要且有意義。

以渤海某稠油油田為例，通過對目前常用的采收率計算方法分析，篩選出適用于本油田的方法，并通過室內(nèi)巖心驅替實驗、陸地相似油田對比、數(shù)值模擬等多種手段對海上稠油油田熱采采收率進行了研究。

1 海上稠油熱采采收率計算方法篩選

常用的采收率計算方法既有理論公式法、經(jīng)驗公式法、類比法等靜態(tài)方法，也有注采關系法、遞減分析法和數(shù)值模擬等動態(tài)方法。目前，海上油田稠油熱采研究在物理模擬實驗、數(shù)值模擬實驗和與陸地熱采油田類比等方面做了大量工作，已經(jīng)能夠運用理論公式法、類比法和油藏數(shù)值模擬等方法預測稠油熱采采收率，然而陸地油田應用較為成熟的經(jīng)驗公式法、注采關系法等在海上油田的適用性需要進一步分析。

1.1 經(jīng)驗公式法[4]

預測蒸汽吞吐采收率的公式為

式中：ER為原油采收率，小數(shù)；hr為凈總厚度比，小數(shù)；De為油藏中部深度，m；h為油藏平均有效厚度，m；K為油層平均空氣滲透率，10-3μm2；μo為地層原油粘度，mPa·s。

該公式適用范圍為：0.3＜hr＜0.74,170 m＜De＜1 700 m,5 m＜h＜42 m,400×10-3μm2＜K＜5 000× 10-3μm2,500 mPa·s＜μo＜50 000 mPa·s,井距范圍100～200 m。

預測蒸汽驅的經(jīng)驗公式為

該公式適用范圍為：注汽速度＞2.0×104m3/（d·m2·m），采注比＞1.2，蒸汽干度＞0.4；油藏參數(shù)h≥7 m，0.3＜hr＜0.74,μo＜20 000 mPa·s，300 m＜De＜1 400 m。

由于海上鉆井成本高，稠油熱采以水平井為主，單井控制儲量較大，而陸地油田經(jīng)驗公式主要依據(jù)直井、小井距開發(fā)的油田數(shù)據(jù)回歸得到。受海上平臺生產(chǎn)條件限制，海上注熱工藝參數(shù)也與陸地油田有較大的差別。因此，陸地油田采收率經(jīng)驗公式不能直接用于海上油田，而海上油田進行熱采開發(fā)的實例又太少，目前很難回歸得到適合海上油田的稠油熱采采收率公式。

1.2 注采關系法

在一定條件下注蒸汽開發(fā)的稠油油藏，在蒸汽吞吐階段或蒸汽驅階段，其累積產(chǎn)油量與累積注汽量的對數(shù)之間存在一定線性關系。在半對數(shù)坐標系中繪制累積注汽量Ns與累積產(chǎn)油Np關系曲線，判別、選定直線段及對應數(shù)據(jù)點，對選定的直線段數(shù)據(jù)點進行線性回歸，得到直線段線性關系式（3）中的A和B值。

將（3）式對時間求導，并令dNSdt=QS, dNpdt=Qo，QoQs=Ros，得：

其中，Ros為瞬時油汽比。將（4）式代入（3）式，可得：

這樣，就可以根據(jù)式（5）計算出不同極限瞬時油汽比下的可采儲量，從而得到采收率。該方法只有在油藏全面投入注蒸汽開發(fā)，累積注汽量和累積產(chǎn)油量在半對數(shù)坐標系中出現(xiàn)長的直線段時才能應用。此方法預測的最終產(chǎn)油量和采收率是油藏目前操作條件下可能取得的值。由于目前僅完成第一輪次的吞吐，未能出現(xiàn)較長的直線段，因此，該方法目前暫不適用于海上稠油熱采。

2 海上稠油熱采采收率的分析

2.1 室內(nèi)巖心驅替實驗研究

油藏物理模擬試驗通常劃分為“點”、“面”和“體”的模擬，在室內(nèi)分別通過一維模型（又稱單管模型、管式模型、線性模型等）、二維比例模型（又稱平面比例模型）和三維比例模型來實現(xiàn)。由于管式模型操作方便、控制簡單，試驗中采用的是真實的地層原油、巖心、注入流體，并且單一的試驗結果即感性、又直觀，能夠較好地反映出不同試驗條件下的參數(shù)變化趨勢。因此，它被廣泛地應用于蒸汽驅、熱水驅、蒸汽復合氣驅、化學劑驅和儲層敏感性評價等模擬試驗研究中。

高溫相對滲透率和驅油效率測定依據(jù)的是石油行業(yè)標準《稠油油藏高溫相對滲透率及驅油效率測定方法》SY/T 6315-2006[5]。將目標區(qū)塊N油田的天然巖心洗油后填充到單管模型中（孔隙度、滲透率要與實際儲層接近），飽和水測定孔隙體積，飽和原油建立束縛水，模擬原始油藏條件。然后，按照高溫相滲和驅油效率測定標準的條件要求，以非穩(wěn)態(tài)恒速法進行蒸汽、熱水驅油，直到出口端不出油為止。記錄模型出口端產(chǎn)水、產(chǎn)油量，根據(jù)驅油效率計算方法，計算不同驅替條件下的驅油效率，繪制驅油效率曲線（圖1、圖2）。

圖1 不同溫度下熱水驅油效率曲線Fig.1 Efficiency curves of hot water drive in different temperature

圖2 不同溫度下蒸汽驅油效率曲線Fig.2 Efficiency curves of steam flooding in different temperature

從驅油效率曲線變化趨勢看，注水溫度對N油藏的驅油效率影響很明顯。不同注水溫度條件下的驅油效率不同，隨著注水溫度的升高，驅油效率有不同程度的提高。不同溫度的水驅驅油效率相差較大，56℃水驅的最終驅油效率只有43.6%，200℃熱水驅的最終驅油效率為61.3%，二者相差17.7%。單一注水溫度下，隨著注入倍數(shù)的增加，驅油效率增大。特別是開采初期，隨著注水量的增加，驅油效率迅速增大，當注入倍數(shù)在0.5～0.7 PV時（PV—孔隙體積倍數(shù)），達到曲線的拐點，之后，驅油效率增加幅度變緩。

室內(nèi)在30 mL/h（當量水）的注汽速度條件下，開展了200℃、240℃、280℃不同注汽溫度的蒸汽驅試驗，研究了注汽溫度對蒸汽驅驅油效果的影響。在三個注汽溫度下，模擬巖心的蒸汽驅驅油效率分別為66.3%、72.6%、75.4%，驅油效率曲線見圖2。從試驗結果來看，蒸汽注入溫度對該區(qū)塊的蒸汽驅效果具有一定的影響。隨著蒸汽注入溫度的提高，驅油效率也隨之增加，但增加的幅度較小。280℃蒸汽驅驅油效率為75.4%，比200℃驅油效率僅提高了9.1%（表1）。

表1 不同注入介質采收率對比（單管實驗）Table 1 Recovery contrast of different injected media (single column run) %

2.2 與陸地油田類比

我國遼河油田、勝利油田蒸汽吞吐開發(fā)采收率一般為12.0%～28.0%，平均值20.0%；蒸汽驅開發(fā)采收率一般為20.0%～40.0%，平均值30.0%[6]。美國Kern River油田，德國Schoonebeek油田、前蘇聯(lián)Okha油田等，蒸汽驅采收率為44.0%～65.0%，平均51.5%。類比法通過已知的基本地質參數(shù)如滲透率、孔隙度、地下原油黏度、油層的凈總厚度比、有效厚度和開發(fā)方式等，結合工作經(jīng)驗和與相似油田類比來確定原油采收率，該方法主要用于在油田正式投入開發(fā)之前或初期缺乏動態(tài)資料的情況。

類比與N油田地質油藏條件相似的陸地油田J區(qū)塊。J區(qū)塊經(jīng)歷三個開發(fā)階段：1984年11月—1986年6月，常規(guī)開采及蒸汽吞吐試驗階段，采出程度1.4%。1986年7月—1991年8月，全面蒸汽吞吐開發(fā)階段，采出程度7.7%。1991年9月—2006年底，加密調(diào)整、綜合治理，蒸汽吞吐采出程度27.5%。同樣類比勝利油田某區(qū)塊，先期采用蒸汽吞吐，后期轉驅，吞吐采收率21%，轉驅后采收率33%。

2.3 數(shù)值模擬研究

2.3.1 模型的建立

針對熱采數(shù)模的特點,選用了運算速度較快的CMG軟件的STARS熱采模型。在N油田整體模型中切出一個子模型，橫向上I方向和J方向的網(wǎng)格步長均為5 m，K方向步長為1 m。該模擬區(qū)塊計算網(wǎng)格共計65×95×7=43 225個（圖3、圖4）。模擬模擬地層原油粘度500 mPa·s，布置3口水平井，水平井長度200 m，水平井井距200 m，單井控制儲量50×104m3。

圖3 數(shù)值模擬研究N油田子模型Fig.3 Numerical simulation research on submodel of N oilfield

圖4 數(shù)模研究井網(wǎng)布置Fig.4 Numerical simulation research on well pattern arrangement

2.3.2 數(shù)模方案設計

通過CMG軟件建立水平井單井吞吐后轉驅替模型，模擬注入介質為300℃水蒸汽（井底蒸汽干度為0.5），吞吐階段日注入量為200 m3/d，最大排液量200 m3/d。吞吐兩周期后轉入蒸汽驅，蒸汽驅階段注入溫度和干度與吞吐階段一致，單井最大排液量250 m3/ d，采注比1.25。

2.3.3 數(shù)值模擬結果

由于蒸汽驅開發(fā)最終采收率與井網(wǎng)密度有直接關系,而大部分公式并沒有考慮井網(wǎng)密度的影響[7]。為研究井網(wǎng)密度對蒸汽驅采收率的影響,以N油田為原型設計了一個適合于蒸汽驅的基礎油藏模型，如圖5所示，數(shù)值模擬研究井距分別為75 m、150 m和300 m時的蒸汽驅的采收率分別為74.8%、58.0%和21.2%，也就是當井距為75 m時，數(shù)模預測熱采采收率與巖心驅替實驗的驅油效率基本一致（圖6）。

圖5 不同井網(wǎng)蒸汽驅溫度場對比Fig.5 Temperature fields contrast by steam flooding in different well patterns

圖6 不同井距蒸汽驅采出程度對比Fig.6 Recovery contrast by steam flooding in different well spacings

這表明，提高注入蒸汽的波及體積是增加蒸汽驅采收率的重要手段。

3 結論和建議

1）海上稠油熱采還處于開發(fā)初期，注采關系法等動態(tài)方法尚無法采用，與陸地油田熱采開發(fā)方式和工藝設備也有較大差別，很多陸地油田成熟的經(jīng)驗公式不適用于海上油田。目前適用于海上油田的熱采采收率計算的方法有結合室內(nèi)試驗的理論公式法、類比法和數(shù)值模擬法。

2）通過室內(nèi)巖心驅替實驗，得到了不同注水溫度和注汽溫度條件下的驅油效率和波及系數(shù)，據(jù)此計算出不同情況下的熱采采收率，實驗得到蒸汽驅的驅油效率為75.4%，波及系數(shù)為85.0%，理論計算蒸汽驅的采收率能夠達到64.1%。由此可見，要提高采收率，必須增加波及系數(shù)。

3）類比油藏參數(shù)相似的陸地油田，計算出海上稠油熱采不同階段的采收率。礦場實踐及類比研究表明，采用200～300 m井距水平井開發(fā)，蒸汽吞吐井控儲量采收率可達到22.1%；多輪吞吐后轉驅井控儲量采收率可達到30.8%。

4）借助于油藏數(shù)值模擬，研究得到了不同井距下的熱采采收率，當井距從300 m加密到75 m時，蒸汽驅采收率從21.2%上升到74.8%，采收率增加53.6個百分點。因此，提高熱采采收率關鍵在于通過增加注熱量、提高注熱溫度、增加注入干度等方法增加波及系數(shù)。

[1]趙洪巖，鮑君剛，馬鳳，等.稠油油藏蒸汽吞吐采收率確定方法[J].特種油氣藏，2001，8（4）:40～45.

[2]劉小鴻，張風義，黃凱，等.南堡35-2海上稠油油田熱采初探[J].油氣藏評價與開發(fā)，2011，8（4）:61-63.

[3]劉東，李云鵬，張風義，等.煙道氣輔助蒸汽吞吐油藏適應性研究[J].中國海上油氣，2012，24（增1）:62-66.

[4]侯建鋒、李軍詩、紀淑紅，等.石油可采儲量計算方法[S]//中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5367—2010.北京:石油工業(yè)出版社,2010.

[5]劉寶良、沈德煌、張勇，等.稠油油藏高溫相對滲透率及驅油效率測定方法[S]//中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準SY/ T 6315—2006.北京:石油工業(yè)出版社，2007.

[6]張小霞，楊勝來，黃力，等.稠油采收率計算方法綜述[J].斷塊油氣田，2012，19（增1）:17-20.

[7]劉斌.遼河油田稠油采收率確定方法研究[J].石油勘探與開發(fā)，1996，23（1）：55-57.

（編輯：嚴駿）

Research on recovery of steam flooding after thermal huff and puff in offshore heavy oilfield

Chen Jianbo and Liu Dong
(Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tanggu,Tianjin 300452,China)

Recovery is an important indicator to measure oilfield development potential and development level.Due to engineering and economic factors,thermal recovery in offshore heavy oil starts late.At present,ten wells complete the first round of multiple thermal fluids huff and puff pilot test in Bohai oilfield.Since offshore heavy oil thermal recovery is in the early stage,it is necessary and meaningful to determine its recovery.Take some heavy oilfield for example,methods suitable for this oilfield were selected by the analysis of commonly recovery calculation methods.Through some methods such as indoor core displacement experiment,com?parison with similar oilfields on land and numerical analogue,the recovery of offshore heavy oilfield was researched.

offshore heavy oil,multiple thermal fluids,steam huff and puff,numerical analogue,recovery

TE345

A

2015-02-05。

陳建波（1978-），男，工程師，油氣田開發(fā)。

中海石油（中國）有限公司科技重大專項“多元熱流體、蒸汽吞吐和SAGD熱采關鍵技術研究”(YXKY-2013-TJ-01)。