袁忠超，郑伟，田冀，朱国金，谭先红 （中海油研究总院开发研究院，北京100027）

目前海上油田将地层原油黏度大于350mPa·s的原油定义为非常规稠油，截至2015年渤海非常规稠油三级地质储量约7.2×108m3，其中边水油藏占到了50%左右［1］。现阶段我国海上稠油油田开发以多元热流体吞吐试验为主，取得了一定的效果和认识［2～5］，但对于边水稠油油藏多元热流体吞吐影响因素分析还无相关报道。为了认识各参数对多元热流体吞吐的影响规律，为抑制边水推进提供理论支持，笔者考察了不同油藏渗透率、原油黏度、布井层位、水体大小、距内含油边界距离等参数条件下的多元热流体吞吐开发规律，得到了各因素的敏感程度及规律，并确定了最佳的热采井距边水距离，研究成果对今后渤海边水稠油油田的开发具有一定的借鉴和指导意义。

1 油藏概况

渤海A油田南区属于复式鼻状构造，主要含油层段位于明化镇组下段。油藏埋深为900～1300m，储层为河流相沉积，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征，平均孔隙度35%，平均渗透率4245mD。油水关系复杂，油藏类型以岩性－构造复合油藏为主。原油具有高密度、高黏度、高胶质沥青质含量、低凝固点的特点，地下原油黏度449～926mPa·s。A油田南区在开发过程中主要暴露出受原油黏度的影响冷采井产能低、含水上升快的问题，预计冷采采收率不超过5%［6］。为改善开发效果，A油田南区于2008年9月开始多元热流体吞吐试验探索［7，8］。

多元热流体吞吐工艺是利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理，将柴油（原油或天然气）及高压空气注入燃烧室内燃烧加热高压注入水，形成由热水、蒸汽及N2、CO2等混合而成的多元热流体一同注入地层进行吞吐采油，其增产原理主要包括热水加热降黏、CO2溶解降黏及N2、CO2的增能助排、扩大波及体积作用［9～12］。

2 模型建立

根据渤海A油田南区油藏特点建立了数值模拟模型，利用CMG数值模拟软件STARS热采模块分析各影响因素。模型采用直角坐标系，吞吐井为水平井，岩石和流体参数根据油田实际提供的参数取值，部分热物性参数借用相似油田实验值，基础参数如表1所示。

3 多元热流体吞吐影响因素分析

3.1 渗透率

设置渗透率分别为1000、1500、2000、2500、3000、3500、4000mD，考察渗透率对边水油藏热流体吞吐开发效果的影响，结果见图1。由图1可以看出，随着渗透率的增加，流体流动能力增强，累计产油量逐渐增加；同时，边水突破时间也逐渐缩短，但整体开发效果呈现变好趋势；当渗透率增加到一定程度时，渗透率对开发效果影响不大。

3.2 水体大小

在其他参数不变的前提下，考察不同水体大小（2、3、4、5、6、7、8倍）条件下多元热流体吞吐效果，结果如图2所示。水体大小指的是自由水的体积与烃类空间体积之比，其大小为自由水体积／（油相体积×体积系数）。可以看出，随着水体大小的增加，虽然可增加地层能量，但同时也增加了边水突破的可能性，使得边水突破时间缩短，含水率上升，开发效果变差。

图1 渗透率对多元热流体吞吐开发效果的影响

图2 水体大小对多元热流体吞吐开发效果的影响

3.3 距内含油边界距离

分别设置水平井距内含油边界距离为80、120、160、200、240、280、320m，由图3可知，若距离边水距离过小，随着水平井附近的压力不断降低，边水将很快突破到井底，造成水平井严重水淹。随着距边水距离的增加，边水突破的趋势大幅度减缓，当水平井距内含油边界在200m以上时，边水影响较小，开发效果较好。

3.4 布井层位

该砂体地质模型在纵向上划分为10个网格，分别射开纵向不同位置，考察布井层位对开发效果的影响，如图4所示，在距内含油边界一定距离的情况下，由于N2、CO2混合气体超覆作用的影响，可较好地动用上部储层。因此，在油层下部部署水平井效果优于其他部位。

图3 距边水距离对多元热流体吞吐开发效果的影响

图4 布井层位对多元热流体吞吐开发效果的影响

3.5 原油黏度

原油黏度不但决定了原油的流动性，而且通过油水流度比决定了边水推进的速度，因此分别设定地层原油黏度为400、600、800、1000、1200、1400、1600mPa·s进行研究，结果见图5。由图5可知，随着原油黏度的增加，开发效果逐渐变差。主要因为原油黏度越大，其流动性越差；黏度越高，油水流度比越大，边水推进速度越快，边水突破时间缩短，开发效果变差。

3.6 地层倾角

由于多元热流体由热水及大量的N2、CO2组成，因此地层倾角将对气体的超覆作用、注入热水的纵向分布及边水的重力抑制作用产生影响。选取地层倾角为4、6、8、10、12、14、16°进行研究，结果见图6。由图6可知，随着地层倾角的增加，气体超覆作用和油水重力作用逐渐起到主导作用，累积产油量逐渐增加，边水突破时间延缓，但倾角增大到一定程度（8°），超覆和重力作用差异不大，对开发的影响程度也逐渐变小。

图5 原油黏度对多元热流体吞吐开发效果的影响

图6 地层倾角对多元热流体吞吐开发效果的影响

4 各参数的影响程度分析

通过CMG数值模拟软件CMOST模块，可在敏感性分析的基础上，给出各参数对目标函数的影响程度。由图7可知，在该模型参数变化范围内，通过OPAAT（单因素变化）分析，距内含油边界距离对边水稠油油藏多元热流体吞吐效果影响最大（即当距离边水距离由最近80m到最远320m时，累计产油量由2.7×104m3增加至7.5×104m3，其影响幅度最大）。其他因素依次为渗透率、原油黏度、水体大小、地层倾角、布井层位（图中参数顺序即为影响程度排序）。

5 现场分析

渤海A油田南区是海上第一个实施热采试验的稠油油田，该油田自2008年9月开始进行多元热流体吞吐先导性试验［13，14］，截止到2015年4月，已有17口井吞吐1轮，6口井吞吐2轮。笔者从构造部位、渗透率、有效厚度等方面统计分析了南区6口热采典型井开发效果，结果见表2。对比发现：当水平井距离内含油边界200m以上时，热采效果受边水影响较小，吞吐有效期为300～500d，第1年平均累计产油量约1.8×104m3，含水率均在21%以下。以A2井为例，如图8所示，其水平井双靶点均远离内含油边界，第1年平均日产油量约70m3，目前仍维持在40m3／d以上，含水上升率慢，目前含水率仅14.6%，开发效果较好；当水平井距内含油边界小于200m时，热采效果受边水影响很大，第1年累计产油量约为1.0×104m3，含水率均在75%以上。以A5井为例，如图9所示，其第2靶点距内含油边界仅50m，平均日产油量由前6个月的51m3左右下降至23m3左右，含水率77%左右，日产油量递减迅速，含水上升率快，开发效果相对较差。

图7 各因素对多元热流体吞吐开发效果影响程度图

表2 南区热采典型井开发效果统计表

图8 A2热采井生产数据

图9 A5热采井生产数据

6 结论与认识

1）首次总结出渤海边水稠油油藏多元热流体吞吐影响因素及其影响规律，并确定了最佳的热采井距边水距离，可为边水稠油油藏的开发提供一定的理论指导，也可为后期历史拟合提供一定的借鉴。

2）研究结果表明，距内含油边界距离对边水稠油油藏多元热流体吞吐开发效果影响最大，其他因素依次为渗透率、原油黏度、水体大小、地层倾角、布井层位。

3）当距内含油边界在200m及以上时，开发效果较好，同渤海A油田南区实际生产认识较为符合：当水平井距离内含油边界200m以上时，热采效果受边水影响较小，第1年平均累计产油量约1.8×104m3，含水率均在21%以下；当水平井距内含油边界小于200m时，热采效果受边水影响很大，第1年累计产油量约为1.0×104m3，含水率均在75%以上，开发效果较差。

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