2018, Vol. 40
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目前中国海上稠油油田平均水驱采收率仅为18%，当地层原油黏度大于350 mPa·s时，采收率一般在10%以下。而陆地稠油热采采收率目前一般在30%以上，为了取得类似陆地稠油油田较高的采收率，热采是势在必行的一条路径[1-4]。以渤海稠油为例，当地层原油黏度小于350 mPa·s时，水驱采收率均在15%以上，定向井产能一般大于43 m3/d，水平井产能一般大于90 m3/d。当地层原油黏度大于350 mPa·s时，产能及采收率均大幅度下降。以曹妃甸11-1、南堡35-2为例，定向井产能为18 m3/d，水平井产能为35~55 m3/d，采收率分别仅为7.8%和4.2%，因此，对于地层原油黏度大于350 mPa·s的非常规稠油亟需更换开发方式。
本文充分调研辽河、胜利、新疆等陆上稠油油田热采开发的实例，并对渤海稠油油田已进行的热采试验，特别是旅大27-2油田的蒸汽吞吐和南堡35-2油田的多元热流体吞吐进行了总结分析。考虑到目前热采方案蒸汽吞吐轮次为9轮，生产时间8 a左右，平台设备寿命有限，应考虑吞吐后接替技术；海上南堡35-2油田南区热采开发试验，现场结果表明多元热流体吞吐气窜现象严重，而热水驱能够避免这一问题的发生，为此开展吞吐后续转驱开发方式研究[5-6]。海上M稠油油田Y砂体常规冷采采出程度不到8%，因此以它为研究对象，对蒸汽吞吐转蒸汽驱、热水驱及多元热流体吞吐转多元热流体驱、热水驱等四种转驱方式的转驱时机及注采参数进行优化设计及对比分析。在此基础上，对Y砂体大模型进行该4种转驱方式模拟。通过对吞吐后续转驱开发方式研究，为海上稠油油田热力采油提供了一定的借鉴和指导意义。
1 典型区块机理模型的建立选取渤海海域有代表性的M稠油油藏，依据油藏实际地质参数建立典型区块油藏数值模拟模型，见图 1所示。采用井组模型进行方案参数优化研究，区块整体模型进行方案预测研究，其中井组模型网格数为12×15×15，平面网格大小50 m×50 m×1 m，水平井3排共6口，采用水平井开采，水平井位于油层中下部，水平井长度300 m，水平井位置位于油层中下部，吞吐时三口井同注同采，转驱时中间井注汽，外部两口井采油，吞吐加转驱总共生产时间为20年，基本参数取值见表 1所示。其中注采参数取值为：注汽速度为250 m3/d，蒸汽温度为340 ℃，注汽强度为20 t/m，井底蒸汽干度为0.5，产液速度为200 m3/d，焖井时间为5 d。
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| 图1 油藏数值模拟模型 Fig. 1 Reservoir simulation model |
| 表1 井组数值模拟模型基本参数表 Table 1 Basic parameters of well group simulation model |
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本文在典型区块机理模型的基础上，对上述4种开发方式的转驱时机及注采参数进行优化，最后对其开发效果进行对比分析，以明确最优的吞吐后续转驱开发方式。这里重点介绍蒸汽吞吐转蒸汽驱转驱时机及注采参数优化，其他3种方式优化研究与此类似，这里就不再赘述。
2.1.1 蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式研究国内外大量热采数值模拟及物理模拟研究结果以及油田现场实际试验结果都表明，影响蒸汽驱开采效果最大的注采工艺条件是转驱时机、采注比、蒸汽温度、蒸汽干度、注汽速率等[7-16]。对这些注采工艺参数必须保持在最优范围，才能获得最好的开发效果及经济效益。在已优化的蒸汽吞吐注采参数研究基础上，基于机理模型，对蒸汽吞吐转蒸汽驱的转驱时机、蒸汽驱注采参数(采注比、蒸汽温度、井底蒸汽干度)进行优化研究。
(1) 转驱时机
不同的转驱时机对油田总体开发效果影响比较明显。对于埋藏较深的油藏，由于油层压力较高，不能直接进行蒸汽驱开发，需要先进行蒸汽吞吐降低油层压力、预热地层。油藏转驱压力应满足两点：既要能够充分发挥蒸汽在低压油藏中的优势；又要保证油井具有足够的生产压差，满足产量需求。不同转驱压力下蒸汽吞吐转蒸汽驱单井累产油、采出程度计算结果如图 2所示。
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| 图2 不同转驱压力下单井累产和采出程度 Fig. 2 Cumulative oil of single well and recovery degree under different transfer pressures |
从图 2可以看出，随着转驱压力的降低，开发效果呈现变好趋势，降低到5 MPa左右后增效幅度很小；并且参考陆地油田蒸汽驱的4项基本准则：注汽速率≥0.16 kg/(d·m3)，油藏压力 < 5 MPa，井底蒸汽干度>40%，汽驱成熟阶段的采注比≥1.2。因此建议转驱压力为5 MPa。
(2) 采注比
当转驱压力为5 MPa左右时，采注比分别取1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6时蒸汽吞吐转蒸汽驱单井累产油、采出程度计算结果如图 3所示。
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| 图3 不同采注比下单井累产和采出程度 Fig. 3 Cumulative oil of single well and recovery degree under different production-injection ratio |
从图 3可以看出，当采注比在1.0~1.3时，汽驱采出程度对采注比非常敏感，几乎是突变过程，这实际上是从热水驱向蒸汽驱的过渡阶段。当采注比大于1.3之后，汽驱采出程度对采注比不敏感，这时从油藏中采出的流体体积逐渐由平衡变为大于注入流体体积，在这种条件下，油藏压力是个下降过程，能够真正实现蒸汽驱。并且在蒸汽驱前及蒸汽驱开采过程中，随着油层压力的降低，油层中热水出现闪蒸现象，转化为蒸汽，将进一步扩大蒸汽带，提高汽驱开发效果。
刘文章[2]提出蒸汽驱采注比要大于1.0，争取达到1.2~1.5，注采井间形成降压梯度，才能使蒸汽前沿推进至生产井。综上所述，推荐蒸汽驱采注比为1.3。
(3) 注汽温度
注汽温度对蒸汽吞吐及蒸汽驱开发效果具有非常重要的影响，注汽温度越高，开发效果越好。因此，当转驱压力为5 MPa左右时，采注比1.3，研究了注汽温度分别为100，150，200，250，300，340，370 ℃时蒸汽吞吐转蒸汽驱累产油、采出程度计算结果如图 4所示。
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| 图4 不同注汽温度下单井累产和采出程度 Fig. 4 Cumulative oil of single well and recovery degree under different production-injection ratio |
从图 4可以看出，随着注入温度的增加，单井累产油量和采出程度增加，当蒸汽温度增加到340 ℃后，累产油量及采出程度增幅变缓。这是因为水蒸汽的蒸汽温度与注入压力有一定的关系，蒸汽温度越高，注汽压力越大，在低于地层破裂压力的条件下，加热原油范围越大(见图 5)，原油黏度越低，原油越容易流动，蒸汽驱效果越好。因此，在保证不压裂地层的条件下，应适当增加蒸汽温度，以获得更好的开发效果。考虑到海上蒸汽发生器设备能力的限制(见表 2)，并且参考目前旅大27-2油田蒸汽吞吐试验现场实际注汽温度为340 ℃，推荐合理的注汽温度为340 ℃。
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| 图5 不同注汽温度下单井累产和采出程度 Fig. 5 Cumulative oil of single well and recovery degree under different production-injection ratio |
| 表2 小型化蒸汽发生器主要技术参数 Table 2 Main technical parameters of miniaturized steam generator |
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(4) 注入干度
蒸汽干度不仅关系到单位时间内注入油层中的热量大小，而且关系到能否在油层中建立起不断向前推进的蒸汽带。蒸汽干度越高，汽化潜热量就越大。只有当向油层中补充的汽化潜热量大于油层中的散热量(散热量主要损失在顶底岩层、隔夹层及被油层中岩石、流体所吸收)时，蒸汽带才能向前扩展。但考虑到海上蒸汽发生器设备能力及井筒热损失，井底注入干度存在最大值。在上述研究最优参数的基础上，当转驱压力为5 MPa左右，采注比为1.3，注汽温度为340 ℃，井底蒸汽干度分别取0.1、0.2、0.3、0.4、0.5时蒸汽吞吐转蒸汽驱累产油、采出程度计算结果如图 6所示。
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| 图6 不同注入干度下单井累产和采出程度 Fig. 6 Cumulative oil of single well and recovery degree under different steam dryness |
由图 6可以看出，井底蒸汽干度越高，汽驱累产油和采出程度越高，这是因为在相同注汽强度的条件下，井底蒸汽干度越高，蒸汽中所携带的热焓值越高，从而使得加热的油藏体积范围扩大，蒸汽吞吐的开发效果提高；汽驱效果对蒸汽干度很敏感，随着蒸汽干度的增加呈逐渐上升。
目前海上小型化蒸汽发生器的井口蒸汽干度可达0.9，但考虑到海上稠油热采开发井筒热损失发生在平台管汇、海水段管汇以及地层段管汇中，当井口蒸汽干度为0.9时，井深长度为2 000 m左右时，通过井筒热损失模拟计算得到井底蒸汽干度约为0.4(见图 7)，综上所述，蒸汽驱合理的井底蒸汽干度为0.4。
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| 图7 蒸汽干度与井深关系示意图 Fig. 7 The relation between steam dryness and well depth |
(5) 注汽速度
对每个具体油藏进行蒸汽驱开采，都有一个最优的注汽速度，在此速度下，油层加热效率高，热损失较小，蒸汽超覆或蒸汽窜进程度较轻，蒸汽带体积系数最大。目前海上小型化蒸汽发生器注汽速度最大为11.2 t/h，在保证不压裂地层的情况下，应该适当增大注汽速度，本文对注汽速度没有再进行细化研究，综合参考海上注入设备的注汽能力限制以及旅大27-2油田现场蒸汽吞吐注汽速度，推荐注汽速度为240 m3/d。
2.1.2 吞吐转其他开发方式研究热水驱可以比较好地避免蒸汽驱过程中发生的汽窜现象，能够较为平稳地驱替原油；并且成本相对较低，所以需要对这种转驱方式进行研究[5]。由于热水驱类似于常规水驱模式，为了保证注采平衡，所以热水驱的采注比为1.0。
多元热流体热采技术实质上是一种利用蒸汽与气体(N2、CO2、烟道气或天然气)的协同效应，通过加热降黏和气体溶解降黏、气体增压、气体扩大加热范围和减小热损失、气体辅助重力驱等机理来开采原油[17-18]。由于多元热流体驱考虑了N2、CO2的注入，因此需要额外对注气速度进行优化，转热水驱、多元热流体驱参数的优化结果如表 3所示。
| 表3 蒸汽吞吐转蒸汽驱最优参数数据表 Table 3 The optimal parameter data table of huff and puff followed by steam flooding |
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在上述吞吐转后续开发方式参数优化研究基础上，对蒸汽吞吐转蒸汽驱、蒸汽吞吐转热水驱、多元热流体吞吐转多元热流体驱、多元热流体吞吐转热水驱进行了对比，以优选最优的吞吐后续开发方式，并且比对了衰竭式开发、蒸汽吞吐到底两种方式，生产时间均为20 a。各开发方式最优注采参数及开发指标如表 4所示。
| 表4 各开发方式最优注采参数及开发指标 Table 4 Optimal injection -production parameters and development indexes of each development mode |
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由表 4、图 8可知，蒸汽吞吐转蒸汽驱采出程度最高，开发效果最好；其次是多元热流体吞吐转多元热流体驱，多元热流体吞吐转热水驱以及蒸汽吞吐转热水驱相对较差。这是因为：
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| 图8 不同开发方式下采出程度 Fig. 8 Recovery degree under different development modes |
(1) 图 9表示的是不同转驱方式下温度场。从热焓角度考虑，与相同质量的多元热流体、热水相比，蒸汽温度最高，其携带进入地层中的热焓值最高(如图 9所示)，热量所波及到的范围更广，能够降低更多原油的粘度，驱替更多的原油流入井中，采出程度更高，开发效果更好。
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| 图9 不同转驱方式下温度场 Fig. 9 Temperature field under different driving modes |
(2) 图 10表示的是不同转驱方式下含油饱和度剖面。从剩余油角度考虑，由于机理模型较小，只有3口井，渗透率较高，相对均质，多元热流体未发现明显气窜，其中的非凝析气体超覆起到了一定的增能保压作用，含水饱和度较低，剩余油较少，对上部油藏驱替效果较好(如图 10所示)；而热水温度低，注入到地层中的热焓值较少，热量所波及到的范围较小，含水饱和度较搞，剩余油较多，开发效果较差。
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| 图10 不同转驱方式下含油饱和度剖面 Fig. 10 Oil saturation profile under different driving modes |
海上M稠油油藏Y砂体为特高孔、特高渗的河流相沉积，孔隙度在29.1%~ 40.0%，平均37.4%；渗透率在790~10 000 mD，平均7 630 mD；动用储量899 ×104 m3，井数16口，水平段长度350~400 m，井距200 m，单井控制储量56 ×104 m3，海上M稠油油藏Y砂体如图 11所示。
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| 图11 海上M稠油油藏Y砂体模型 Fig. 11 Y sand body simulation model of offshore M heavy oil reservoir |
在之前机理模型研究得到最优注采参数的基础上，针对海上M稠油油藏Y砂体大模型，对上述4种转驱方式蒸汽吞吐转蒸汽驱、蒸汽吞吐转热水驱、多元热流体吞吐转多元热流体驱、多元热流体吞吐转热水驱进行了数值模拟研究，其中转驱时注入井5口，采油井11口，吞吐加转驱共计生产20 a，对其开发指标进行对比研究，进一步优选最优的吞吐后续开发方式。吞吐转后续不同热采方式开发指标对比见表 5。
| 表5 吞吐转后续不同热采方式开发指标对比 Table 5 Comparison of development indexes of different thermal recovery methods |
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从表 5可以看出，蒸汽吞吐转蒸汽驱累产油量293.7×104 m3，采出程度为33.3%，开发效果最好；多元热流体吞吐转多元热流体驱累产油量262.1×104 m3，采出程度29.8%，开发效果次之；蒸汽吞吐转热水驱、多元热流体吞吐转热水驱开发效果相对较差。这是由于注入到地层中的热焓值：蒸汽>多元热流体>热水；通过对比蒸汽驱和多元热流体驱，发现多元热流体驱开发效果明显变差，这是因为实际模型较机理模型非均质性强，注入到地层中的多元热流体发生气液分离，产生了较为明显的气窜现象，注入的N2和CO2大部分直接被其上部地势高的生产井采出，造成注入气波及原油体积减少，多元热流体驱采出程度较机理模型偏低；而蒸汽驱阶段，汽窜现象较弱，热采效果较好。因此，推荐海上M稠油油藏吞吐后续转驱方案为蒸汽吞吐转蒸汽驱，其累产油及年产油量见图 12。
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| 图12 海上M稠油油藏Y砂体蒸汽吞吐转蒸汽驱累产油量和年产油量 Fig. 12 Cumulative oil and annual oil of huff and puff followed by steam flooding in offshore M heavy oil reservoir Y sand body |
(1) 蒸汽吞吐转蒸汽驱开发效果最好，多元热流体吞吐转多元热流体驱略差，多元热流体吞吐转热水驱以及蒸汽吞吐转热水驱相对较差。这主要是因为热量的差异导致的区别，蒸汽效果最好；由于模型较小，相对均质，多元热流体未发现明显气窜，其中的非凝析气体超覆起到了一定的增能保压作用，对上部油藏驱替效果较好；而热水温度低，效果较差。
(2) 蒸汽吞吐转蒸汽驱最优注采参数：转驱压力5 MPa左右，采注比1.3，井底蒸汽干度0.4，注入温度340 ℃，注汽速度240 m3/d。
(3) 海上M稠油油藏Y砂体蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式效果较好，多元热流体产生了较为明显的气窜现象。
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