海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究.pdf

第30卷 第4期 2023年8月 Vol.30 No.4 Aug.,2023 收稿日期：2022-12-25 改回日期：2023-03-10 基金项目：国家科技重大专项大型油气田及煤层气开发“辽河、新疆稠油/超稠油开发技术示范工程”（2016ZX05055）第一作者：李鑫（1974），男，高级工程师，1997年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事油气田开发的研究工作。E-mail：L 73 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程Energy Engineering文章编号：10060030(2023)040073007 DOI:10.20114/j.issn.1006-0030.20221102001 海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究 李鑫（中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010）摘要：针对渤海湾地区海上M油田井深、井斜大、油层分散及井网不规则，在常规生产和蒸汽吞吐开发方式下采收率受限等问题，通过建立非均质三维地质模型、三相（水、油、气三相）四组分（水、油、氮气、二氧化碳）非均质热采模型开展数值模拟研究，采用室内实验与油藏类比等方法相结合，确定蒸汽驱为最优开发方式，利用一套层系、大井距不规则井网、定向井注汽定向井采油的组合形式，优化单位体积注汽速率在1.82.0 t/(dhm2m)，井底干度达到40%以上，采注比0.81.2，继续吞吐23轮后转蒸汽驱，预计实验井组采收率可达43.5%，较蒸汽吞吐方式可提高14.2%，实现该油田经济有效开发，也为同类油藏提高采收率提供借鉴。关键词：海上油田；稠油油藏；深薄层；蒸汽驱；提高采收率 中图分类号：TE53;TE357.44 文献标识码：A Feasibility study of EOR by conversion to steam flooding in a deep-thin offshore heavy oil reservoir LI Xin(PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin,Liaoning 124010,China)Abstract:In order to meet the challenges of low recovery factor during conventional recovery and CSS in offshore M oilfield due to deep reservoir depth,high well deviation,large well spacing and irregular well pattern,by means of simulation study with het-erogeneous three phases(oil,water and gas)-four components(water,oil,nitrogen and carbon dioxide)thermal recovery model based on heterogeneous geological modeling,lab experiments and reservoir analogy,steam flooding with one layer system and irregular well pattern of directional injector and directional producer under well spacing is chosen as the best development meth-od.According to the simulation result,the optimized unit volume steam injection rate is 1.82.0 t/(dhm2m),the bottom hole steam quality is expected to be over 40%,injection to production ratio is 0.81.2 and the recovery factor of steam flooding fol-lowed by 2 to 3 cycles of CSS is expected to be 43.5%which is 14.2%higher than that of CSS,realizing economical and effective development of the oilfield.The study result provides a reference for enhanced oil recovery(EOR)of similar reservoirs.Keywords:offshore oilfield;heavy oil reservoir;deep-thin formation;steam flooding;enhanced oil recovery 中国海上石油资源储量丰富，渤海湾地区是其中极为重要的一部分，其探明储量的一半以上均为稠油1，目前开发方式为常规生产和蒸汽吞吐为主，在现有方式下采收率提升受限。为了进一步提高采收率，急需开展开发方式转换研究。M油田为普通稠油油田，历经勘探部署阶段、评价部署阶段、产能建设阶段、层系细分调整阶段，经过近20余年的多次调整，目前采用放射状不规则井网，井距100250 m，蒸汽吞吐方式开发，采出程度11.9%，但吞吐产量递减快，地层压力下降快，难以长期稳产，油田开发矛盾日益突出。为提高M油田整体开发水平，本文通过地质建模与数值模拟研究、室内实验与油藏类比法，确定蒸汽驱为最优开发方式，为同类油藏提高采收率提供借鉴。1 M油藏地质开发概况 M油藏纵向发育7个油层组，本次研究目的层为下Vol.30 No.4 Aug.,2023 74 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 部d1和d2油层组，目的层油藏埋深1 4501 650 m，油藏类型为岩性油藏和岩性构造油藏，发育多套含油小层，储层岩性为细砂岩、粉砂岩。该油藏储层为三角洲前缘沉积，最大单层厚度58 m，平均单层厚度2.7 m，主力层连通系数达82%，平均连通系数67%，具有多套油水系统，平均孔隙度25.8%，平均渗透率1 348 mD*，20 原油密度0.98 g/cm3，50 原油黏度2451 295 MPas，地质储量2 501104 t。截至2021年年底，该油田总井数162口，初期采用天然能量开发，后采用蒸汽吞吐开发，井距100250 m不等，井网呈不规则形状，开发d1油层组油井65口，其中水平井3口，大斜度定向井62口，阶段采出程度12%，采油速度1.6%。开发d2油层组油井24口，阶段采出程度11.8%，采油速度1.1%。该油藏开发难点主要为井深、井斜大、油层分散及井网不规则。由于海上平台采用放射状井网，在油藏埋深1 630 m情况下，井深最大可达2 500 m，井斜最大达到40；含油井段长度达500 m，目的层单层厚度平均仅2.7 m，油层层数多，油层分散；在防碰设计绕障影响下，下部油层井网呈不规则形状，井距100250 m不等。多重因素共同作用下，造成该油藏储量动用程度提高难。针对以上开发难点，本文通过开展数值模拟研究，进行开发方式转换研究、精细划分开发层系，确定合理的井网、井距，优化注采参数，以实现M油藏经济有效开发，提高油藏采收率。2 转换开发方式研究 稠油油藏的蒸汽吞吐主要是依靠天然能量进行生产，随着油层能量的衰竭及近井地带含水饱和度的升高，蒸汽吞吐就不能维持下去2。2.1 数值模拟研究 2.1.1 地质建模 应用Petrel地质建模软件，根据油层的构造及油层物性数据，结合单井资料建立非均质三维地质模型，精细刻画各项地质参数的空间变化（见图1）。构造模型是地质模型建立的基础，通过导入数字化的断层，为建立属性参数模型提供地层框架约束，在三维地震处理解释和综合地质研究的基础上，对相交断层进行组合，对基础数据反复整理核对、控制层与层之间的厚度面、检查井分层与层面的吻合程度等，对建模的每一步进行质量控制，模拟区域网格步长10 m10 m1 m。模型中所有井的静态地质参数均按二次测井解释结果给出，采用随机模拟中的序贯高斯模拟法，主变程的选取为研究区物源方向，次变程则为垂直主变程方向，在横向上变程值选取要符合油藏实际情况，过大会使模拟的储层砂体过于连续，展布态势过好，非均质性差；过小会使模拟的储层砂体发育过于分散，呈条带状零星展布，垂向上变程值选取过大会使模拟的储层砂体厚度过厚。孔隙度、饱和度曲线粗化算法上选用算术平均，渗透率模型算法上选择了几何平均算法。通过岩相模型约束建立孔隙度、渗透率模型，含油饱和度值按砂岩组平均值进行校正。由于下部地层受潜山基底的影响，局部存在缺失，接触关系既有披覆、超覆又有剥蚀，对潜山顶面复杂地层接触关系的刻画是本区构造建模的关键。在地质建模的过程中，根据实时钻井获得的潜山深度数据，在Discovery软件中编辑潜山深度等值图，导出加入Petrel地质建模软件中，然后整理编辑生成潜山界面，再在结构模型里将潜山界面假设为油水界面，切割已有地质模型，通过计算解决潜山地层缺失的问题。2.1.2 数值模拟 以三维地质建模为基础，应用CMG软件在油藏北部选取代表性区域建立三维非均质数值模型（见图2）。模拟区域内投产油井19口（定向井15口，水平井4口），油藏地质储量、累产油、累产水拟合误差分别为2.53%、1.30%、1.26%；拟合结束油层压力36 MPa，与现场结果相近；历史拟合结果符合行业标准，模型中油藏参数可以反映油藏特征（见图3）。由于模拟区域d1油层在开发过程中曾注入大量氮气，为了提高数值模拟精度，模型中需含有气相及液相，因此，数值模拟计算中需要计算气液、液液平衡常数（K）。气液平衡是在一定压 *非法定计量单位，1 mD=9.87104 m2，下同 第30卷 第4期 2023年8月 李鑫：海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究 75 力和温度下，一定量的吸收剂与混合气体充分接触，气相中的溶质向溶剂中转移，长期充分接触后，液相中溶质组分的浓度不再增加，此时，气液两相达到平衡。液液平衡是一种物理现象，在一定的温度和压力下，2个组分不同的液相经过充分接触后，某些组分在这两液相中的浓度不再发生变化，表明这些组分在两相间的正反传递速率相等，达到了液液平衡。使用模拟软件中的WINPROP模块确定氮气、二氧化碳在普通稠油中的组分基本信息、气液和液液K值（见图4），从而建立三相（水、油、气三相）四组分（水、油、氮气、二氧化碳）非均质热采模型。图1 XX油田地质模型 Fig.1 Geological model of XX oilfield 图2 XX油田数值模型 Fig.2 Numerical model of XX oilfield 将研究区进行200 m200 m的网格划分，对网格内的区域采用面积加权平均算出油层厚度，依据面积、单储系数等计算出每个网格的地质储量，根据网格内生产井位置对该井的产量进行劈分，扣除后得到网格内的剩余储量，然后进行网格与网格间的插值，绘制得到每个层的剩余储量分布图。从研究结果看，由于总体采出程度不高，纵向上厚度大的层虽然采出程度最大，但原始储量大，剩余储量仍最大，个别薄层采出程度接近原始状态；平面上油层厚度大区域仍是剩余油富集区，水平井区域采出程度高，剩余储量较少。图3 试验区历史拟合曲线 Fig.3 Historical match curve of pilot area 图4 二氧化碳-普通稠油的气液、液液K值 Fig.4 Gas-liquid and liquid-liquid K-values in a Carbon dioxide-conventional heavy oil system 数值模拟结果表明，氮气辅助蒸汽吞吐、二氧化碳辅助蒸汽吞吐、多元热流体等方式较蒸汽吞吐提高采收率有限。其中二氧化碳辅助蒸汽吞吐是稠油开发中改善开发效果的重要方式，同时解Vol.30 No.4 Aug.,2023 76 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 决碳排放问题，减少温室气体排放对环境的影响，符合中国提出2030年碳达峰和2060年前碳中和的发展目标3。2.2 蒸汽驱提高采收率研究 受地质条件限制，在该油田也仅提高1.6%的采收率（见表1），需要进一步转换开发方式提高采收率。2.2.1 开发方式优选（1）依据油藏筛选标准首选蒸汽驱。依据油藏筛选标准，该油田满足蒸汽驱、火驱、热水驱开发油藏的条件。但火驱机理复杂，调控难度大，技术成熟度低，热水驱现场实施效果差，稠油开发后期，采出程度高，地下存水多，井间剩余油很难采出4。蒸汽驱开发主要是向油层中连续注入高干度蒸汽，使原油的黏度不断降低，具有流动性，再将原油开采出来的生产方式。前人研究结果表明，蒸汽驱开发是稠油开发后期的必然接替方式之一，能有效提高原油采收率20%30%5。因此，初步筛选蒸汽驱作为转换开发方式。（2）数值模拟计算结果表明蒸汽驱可获较高采收率。对比蒸汽吞吐、热水驱、蒸汽驱阶段采出程度，结果表明蒸汽驱阶段采出程度15.2%，热水驱阶段采出程度8.7%，蒸汽吞吐驱阶段采出程度4.8%，蒸汽驱阶段采出程度比热水驱高6.5%（见表1）。（3）蒸汽驱油实验表明驱油效率较高 XX井d11进行了不同温度水及蒸汽驱油实验，结果表明随着温度升高驱油效率明显提高，200 蒸汽驱时驱油效率可达78.25%，较热水驱提高21.1%（见表2）。表1 吞吐方式采出程度对比表 Tab.1 Stage recovery rates of different mode of CSS 方式 原始储量/t 阶段产油量/t 阶段采出程度/%蒸汽吞吐 440 900 21 097 4.8 蒸汽吞吐+CO2 440 900 22 282 6.4 多元热流体 440 900 28 067 5.1 热水驱 440 900 38 358 8.7 蒸汽驱 440 900 67 017 15.2 表2 XX井d11驱油效率数据表 Tab.2 The data sheet of displacing efficiency of formation d11 of well XX 层位 项目 59 水驱 100 水驱 150 水驱 200 水驱 200 蒸汽驱 d11 驱油效率/%49.04 57.15 63.86 66.89 78.25 d11 剩余油饱和度/%38.97 31.76 25.79 23.0 14.96 d11 孔隙体积倍数 24.9 27.0 25.8 19.0 23.8 （4）同类油藏蒸汽驱取得明显效果 XX块东三段为深层层状普通-特稠油油藏，蒸汽驱目的层为d3II砂组，采用100 m井距反九点井网，转驱前采出程度31.9%，压力2.2 MPa，目前采出程度51.6%，蒸汽驱先导试验井组日产油由转驱前40 t/d上升到高峰期100 t/d，预计采收率可达55%。2.2.2 开发层系优选 一套独立的开发层系必须具备一定的厚度和储量，经济上有利的生产能力并满足采油速度和稳产年限要求，层系内储集层分布形态、物性、原油性质相近，具有统一温度、压力系统5。本次研究目的层为d1油层组，单层厚度薄，最厚油层仅5 m，总厚度也仅有20 m，含油井段又集中，因此，适合一套层系开发。2.2.3 井型、井网、井距优选 蒸汽驱开发常用井网形式有五点法、反七点法、反九点法，但海上油田由于采用以海上平台为中心向四周放射状的钻井方式，造成越远离平台的油井井斜越大，很难规划出规则井网。根据现有油井，第30卷 第4期 2023年8月 李鑫：海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究 77 利用数值模拟方法分别研究定向井注采蒸汽驱、定向井注汽水平井采蒸汽驱、水平井注汽定向井采蒸汽驱等不同井型、井网组合，计算结果表明，定向井注采蒸汽驱采出程度最高（见表3）。XX块开发目的层S1+2段组，油层厚度314 m，平均7.2 m，属高孔隙度、高渗透率的薄层特超稠油油藏，与该区块相似，设计水平井蒸汽驱试验井组1个，注汽8 d后井组液量上升，半个月后蒸汽快速单点突破，造成生产井汽窜关井6，同时XX块兴I组转SAGD初期，井组不封闭，蒸汽外溢严重，蒸汽腔无法形成，通过开展外溢区注CO2辅助吞吐增压，控制SAGD蒸汽外溢，促进蒸汽腔有效形成，取得很好开发效果。因此，该油田采用定向井注采蒸汽驱，同时水平井开采后形成的低压区注入非凝析气，以此来增加地层压力，改善蒸汽驱效果。井距的大小不仅决定于油层与流体的性质，采油工艺水平以及采油速度的要求，同时还要考虑经济性，因此合理的井距要考虑达到储量损失最小、保证采油速度和稳产期、达到经济上允许的最高采收率7。本次研究，根据油藏实际情况，目前海上平台不具备井网加密条件，通过岳清山公式8（1）计算，在油层厚度810 m，平均单井采液40 m3/d，采注比1.0情况下合理井距为149167 m，现有140200 m井距可行，在现有井位基础上，打破传统井网形式，创新采用灵活不规则、不等距井网进行蒸汽驱开发。1/2lsoAPI100n qdQhFR=（）（1）式中：n为井组采注井数比；d为相邻生产井井距，m；ho为油层厚度，m；ql为平均单井产液能力，m3/d；RPI为采注比；Qs为井组的单位油藏体积注入速率，m3/（dhm2m）*；FA为井组面积系数。2.2.4 注采参数优选 稠油油藏进行蒸汽驱开采，除了油藏地质参数要满足蒸汽驱开采筛选标准，并选择适当的蒸汽吞吐转汽驱条件及时机外，合理的注采参数对蒸汽驱开采效果有很大的影响8，因此开展了4项参数优选研究。（1）注汽速率。注汽速度是影响蒸汽驱成功与否的重要因素，注汽速度越大，蒸汽驱成功的可能性越大9。分别设定单位体积注汽速率为1.6、1.8、2.0、2.2、2.4 t/(dhm2m)。数模计算结果采出程度分别为11.55、15.2%、15.5%、15.6%、15.6%。d1蒸汽驱注采井距较大，油层厚度小，采取较大注汽速度可保证井底蒸汽质量，单位体积注汽速率在1.82.0 t/(dhm2m)时，开采效果好，有利于汽腔形成与扩展。（2）井底蒸汽干度。蒸汽驱必须保证注入油层的为高热焓的蒸汽10，蒸汽干度是衡量注入蒸汽质量的重要标志。注入井底蒸汽干度的高低，不仅决定蒸汽携带热量的多少、能否有效地加热油层而且还决定蒸汽带体积能否稳定扩展、驱扫油层而达到有效汽驱开发。一般是注入蒸汽干度越高，开发效果越好。国内外研究资料也表明，对于油层厚度较薄的单层状和互层状油藏，要尽量提高井底蒸汽干度，但蒸汽干度太高，成本也高。因此，需要对经济合理的注汽干度进行优选11。数值模拟结果表明，当井底干度达到40%后，再增加干度采出程度提升趋势减缓（见图5），其他区块如齐40块现场实施也说明井底干度达到40%以上蒸汽驱可以取得良好效果。在此项研究过程中，针对该区块在优选的注汽速度下、现有隔热条件下井底蒸汽干度进行数值模拟计算，锅炉出口干度为95%时，油藏深度下限为1 950 m。如油层深度继续增加，井筒热损失继续增大，而锅炉出口干度已达上限，这时井底蒸汽 表3 不同井网形式蒸汽驱效果统计表 Tab.3 Steam flooding results of different well pattern 井网形式 累产油/t 采出程度/%累注汽/m3 定向井注采 78 129 14.58 327 694 定向井注水平井采 56 053 10.46 198 761 水平井注定向井采 70 947 13.24 244 464 *非法定计量单位，1 hm2=104 m2,下同 Vol.30 No.4 Aug.,2023 78 世界石油工业World Petroleum IndustryE能源工程 Energy Engineering 质量难以保证，不仅影响蒸汽驱效果，而且举升也困难12，针对该块大斜度定向井深度达2 500 m，就需要采用井筒电加热、高级别隔热管、氮气隔热等其他工艺措施来保证井底干度达到40%，这也是深层蒸汽驱开发的主要难点。图5 不同井底蒸汽干度优选结果 Fig.5 Optimization results of different bottom steam quality （3）采注比。采注比是蒸汽驱阶段保证汽腔形成和扩大的重要操作参数，能否保证油层压力相对稳定直接关乎方式转换的最终效果。采注比过低，会造成井底持续积液，影响汽腔发育；采注比过高，地层压力下降快，注汽井与生产井之间的压力梯度较大，不利于汽腔发育。齐40块27井组蒸汽驱现场开发经验，热连通阶段采注比0.8，驱替阶段初期采注比1.0，后期增加到1.2，剥蚀调整阶段采注比降回到1.0。数模计算结果表明采注比不宜超过1.2（见表4）。（4）转驱时机。蒸汽吞吐转蒸汽驱的合理时机，既要考虑尽量提高吞吐阶段的采出程度，又要考虑为转入蒸汽驱开采创造有利条件，以期获得吞吐加蒸汽驱的最佳效果13。通常油藏压力低于5 MPa，含油饱和度大于45%，井间形成热连通为转驱时机14。数模计算结果表明，该块继续吞吐23轮后温度场发育良好，井底温度较高，转蒸汽驱开发后阶段采出程度高（见表5）。2.2.5 实施效果 依据以上研究，部署蒸汽驱井组8个，生产井56口，优选北部主体部位2井组为先导试验区，试验区目前有油井14口，日产液182.5 t，日产油65.1 t，含水64.3%。截至2022年年底，试验区累产油12.5104 t，累注汽5.5104 t，累积油汽比1.7，采出程度16.5%。通过数模研究及公式计算，预计不转换为蒸汽驱吞吐阶段采收率为29.3%，转换为蒸汽驱开发采收率可达43.5%，较吞吐方式可提高14.2%。表4 不同采注比数模计算结果 Tab.4 The numerical simulation results of different injection/production ratio 采注比累产油/t 累注汽/m3 阶段采出程度/%0.9 46 415 231 772 10.53 1 52 962 265 270 12.01 1.1 57 655 288 569 13.08 1.2 62 947 316 253 14.28 1.3 66 255 331 246 15.03 1.4 67 142 334 753 15.23 表5 转驱时机数模计算结果 Tab.5 The numerical simulation results of different conversion time 转驱时机累产油/t 累注汽/m3 阶段采出程度/%不吞吐 60 276 294 341 13.67 吞吐1轮 61 371 288 467 13.92 吞吐2轮 62 032 288 489 14.07 吞吐3轮 62 067 285 901 14.08 吞吐4轮 62 199 292 860 14.11 3 结论 （1）海上深薄层稠油油藏蒸汽吞吐后期转换为蒸汽驱开发理论上是可行的，可有效改善开发效果提高采收率。（2）海上平台特殊的生产条件下，可根据现场情况灵活选择井网、井距及井型组合，不必局限于现有形式，合理的转换时机及参数设计是提高采收率的关键。（3）深层油藏实施蒸汽驱开发的难点主要为井底蒸汽干度难以保证，随着工艺的不断完善，深度下限将不断突破。参考文献：1 孙玉豹,王少华,吴春洲,等.海上N油田蒸汽驱注采参数智能优化设计J.科技和产业,2020,20(11):221-228,256.第30卷 第4期 2023年8月 李鑫：海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究 79 SUN Y B,WANG S H,WU C Z,et al.Intelligent optimal design of steam flooding injection and production parameters in offshore N oilfieldJ.Science Technology and Industry,2020,20(11):221-228,256.2 彭永灿,秦军,谢建勇.中深层稠油油藏开发技术与实践:以吉7井区为例M.北京:石油工业出版社,2018.PENG Y C,QIN J,XIE J Y.Development technology and practice of middle deep heavy oil reservoir:A case study of Ji7 wellblookM.Beijing:Petroleum Industry Press.2018.3 李鑫,李培武,杨灿.稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术研究与应用J.世界石油工业,2022,29(3):67-71.LI X,LI P W,YANG C.Research and application of in heavy oil reservoir CO2 assisted steam huff and puff technology in heavyoil reservoirJ.World 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