劉 東，胡廷惠，潘廣明，吳金濤，張俊廷

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤海灣南堡35－2油田南區(qū)地層原油黏度為450～950 mPa·s，是渤海迄今為止開發(fā)的原油黏度最大的海上稠油油田。該稠油油田常規(guī)開發(fā)暴露出單井產(chǎn)能低、采油速度小、預(yù)測(cè)采收率低的問題[1－4]，需探索海上稠油高效開發(fā)新模式。目前國(guó)內(nèi)外稠油熱采區(qū)塊以蒸汽吞吐方式為主，主要的攜熱介質(zhì)通常為蒸汽[5]，攜帶熱量高。為提高單井控制儲(chǔ)量，海上油田開發(fā)通常采用大井距開發(fā)，這就要求注入的熱量應(yīng)該具有較好的熱擴(kuò)散作用，能夠有足夠大的波及體積。單純通過提高周期注汽量和注入溫度來提高蒸汽吞吐的效果受經(jīng)濟(jì)油汽比的限制，目前較可行的辦法是在相同的注汽量下，通過混注添加劑來改變油層中流體的分布，提高油層受熱范圍[6－8]。注N2輔助蒸汽吞吐常用于稠油油藏蒸汽吞吐后期改善開發(fā)效果[9]，而近年來興起的多元熱流體技術(shù)則是同時(shí)混注熱水、N2和 CO2的高溫混合流體[10－11]，其通過燃油燃燒產(chǎn)生的多元熱流體含有水、水蒸氣、N2、CO2等 ，一部分為攜熱介質(zhì)(水和水蒸氣 )，一部分為非凝析氣體，兩部分聯(lián)合作用可增強(qiáng)熱作用效果。

1 多元熱流體吞吐主要機(jī)理

1.1 溶解降黏作用

注汽過程中同時(shí)注入煙道氣(約含88%的N2和12%的CO2，其余為雜質(zhì))，混合氣體在較高壓力下可溶解于原油，提高原油膨脹系數(shù)，降低原油黏度。通過對(duì)南堡35－2油田稠油樣品的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，在180℃高溫條件下，N2可使稠油黏度降低約6%，CO2可使稠油黏度降低約50%。結(jié)果表明，煙道氣的溶解降黏能力取決于N2和CO2的比例，煙道氣中CO2的比例越高，溶解煙道氣的原油黏度越低。

1.2 降低界面張力

油藏中流體間及流體與巖石間的界面張力大小直接影響流體在巖石孔隙中的分布、毛管力的大小以及流體的滲流。研究表明，N2、CO2與原油之間油氣界面張力比水與原油之間油水界面張力降低近70%，這有利于提高驅(qū)油效率。

2 數(shù)值模擬研究

2.1 水平井單井模型的建立

渤海南堡35－2油田位于渤海中部海域，主力油層段位于明化鎮(zhèn)組下段與館陶組頂部，為多油組、多油水系統(tǒng)的復(fù)雜油藏。油藏埋深約900～1400 m，儲(chǔ)層物性好，平均孔隙度為34.2%，滲透率為5000×10－3μm2，孔隙連通性較好，具有高孔、高滲的特征。原油性質(zhì)具有分區(qū)性，北區(qū)原油性質(zhì)好于南區(qū)，南區(qū)為非常規(guī)重質(zhì)稠油，地層原油黏度為450～950 mPa·s。以南堡35－2油田南區(qū)稠油為基礎(chǔ)建立三維均質(zhì)模型，地層參數(shù)如表1所示。

表1 巖石流體及熱物性參數(shù)

選用CMG軟件的STARS熱采模塊。模型采用直角坐標(biāo)系，網(wǎng)格系統(tǒng)劃分為20×40×20，共16000個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長(zhǎng)為0.5 m×5.0 m×0.5 m，邊界為封閉邊界。模型中油層厚度為10 m，水平井布置于油層中部，水平段長(zhǎng)度為200 m，模擬井筒周圍5 m的區(qū)域。

2.2 數(shù)模方案設(shè)計(jì)

根據(jù)海上油田地質(zhì)油藏參數(shù)，設(shè)計(jì)方案1(相同熱焓)和方案2(相同注水量)，模擬蒸汽吞吐和多元熱流體開發(fā)，研究水平井加熱半徑及開發(fā)效果，注入?yún)?shù)見表2。

表2 2種方案熱采注入?yún)?shù)

2.3 加熱半徑模擬結(jié)果

方案1中第1周期注熱結(jié)束后的溫度場(chǎng)對(duì)比如圖1所示，開發(fā)效果見表3。由圖1可知，方案1中，多元熱流體的加熱溫度和加熱半徑大于蒸汽的加熱溫度和加熱半徑。主要原因是N2和CO2的導(dǎo)熱系數(shù)均低于熱水的導(dǎo)熱系數(shù)，通過混注非凝析氣可降低注熱和生產(chǎn)過程中熱量流向頂?shù)追怯蛯拥膿p失，增加油層的熱量，從而提高溫度，擴(kuò)大油層的加熱半徑。數(shù)模結(jié)果表明，相同注入熱量下，吞吐5周期后多元熱流體的熱損失率為21.7%，蒸汽吞吐的熱損失率為28.0%(表3)。

圖1 方案1溫度場(chǎng)對(duì)比

表3 數(shù)模計(jì)算結(jié)果對(duì)比(吞吐5周期)

注入熱焓相同時(shí)，多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐的最終采出程度分別為45.4%和44.5%，N2和CO2的綜合作用，讓多元熱流體吞吐效果好于蒸汽吞吐;在注入量相同的條件下，多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐的最終采出程度分別為51.6%和59.6%。

方案2中，盡管蒸汽吞吐的熱損失高于多元熱流體吞吐，但是由于蒸汽的攜熱量是多元熱流體的2.73倍，因此，蒸汽吞吐的效果好于多元熱流體。為提高多元熱流體吞吐采收率，必須提高注入流體的干度，增加單位熱介質(zhì)的攜熱量。

3 多元熱流體吞吐現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

對(duì)南堡35－2油田南區(qū)開展多元熱流體整體開發(fā)方案研究，共設(shè)計(jì)10口熱采水平井，井距為200～250 m。2007年，利用老井開展低溫(120℃)試驗(yàn)，驗(yàn)證海上小型化熱采設(shè)備。截至2014年年底，10口熱采井完成第1周期的多元熱流體吞吐，6口井開展第2周期吞吐。第1周期單井注熱水量為3000～4700 m3，平均為3368 m3;注入N2和CO2為25×104～135×104m3，平均為88.8×104m3;注入溫度為240～280℃(地面)。第1周期單井平均日產(chǎn)油為50 m3/d，產(chǎn)能提高1.6倍，平均熱采有效期為360.0 d，累計(jì)產(chǎn)油1.9×104m3，平均單井增油量為0.70×104m3。熱采后，南區(qū)日產(chǎn)油從200 m3/d上升到600 m3/d，是常規(guī)開采方式的3倍，純油區(qū)井控儲(chǔ)量預(yù)測(cè)冷采采收率為14.5%，數(shù)模預(yù)測(cè)多元熱流體吞吐的采收率可在冷采采收率的基礎(chǔ)上提高8.5個(gè)百分點(diǎn)。

4 結(jié)論

(1)多元熱流體吞吐的實(shí)質(zhì)，是利用煙道氣中N2和CO2與蒸汽的協(xié)同效應(yīng)，除加熱降黏作用外，還可通過氣體溶解降黏、降低表面張力、氣體擴(kuò)大加熱體積、氣體增壓等機(jī)理來開采原油。

(2)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，在180℃高溫條件下，N2可使稠油黏度降低約6%，CO2可使稠油黏度降低約50%。煙道氣的溶解降黏能力主要取決于N2和CO2在煙道氣中所占的比例，CO2比例越大，降黏效果越好。

(3)數(shù)值模擬研究表明，在注入熱焓相同的條件下，多元熱流體吞吐的采收率高于蒸汽吞吐;在注入熱水量相同的條件下，無干度的多元熱流體采收率低于蒸汽吞吐。

(4)多元熱流體吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大，但是需要提高多元熱流體的干度，才能最大限度發(fā)揮N2、CO2的增產(chǎn)作用。提高干度，增加單位介質(zhì)的攜熱量，將是多元熱流體技術(shù)的下一步努力方向。

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