海上稠油油田蒸汽吞吐注采参数优化研究

2015-02-17张贤松谢晓庆何春百

特种油气藏 2015年2期

关键词：产油量段长度单井

张贤松，谢晓庆，何春百

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027；2.中海油研究总院，北京 100027)

海上稠油油田蒸汽吞吐注采参数优化研究

张贤松1，2，谢晓庆1，2，何春百1，2

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027；2.中海油研究总院，北京 100027)

针对渤海海域典型稠油油藏高效开采存在的问题，运用油藏工程方法及数值模拟手段，优化海上稠油蒸汽吞吐注采参数及技术对策。研究结果表明，海上稠油蒸汽吞吐经济极限油汽比为0.22。第1周期注汽强度为20 t/m，周期注汽量递增率为20%，注汽速度为250 m3/d，蒸汽温度为340℃，闷井时间为5 d，井底蒸汽干度为0.5，产液速度为200 m3/d。各周期井底流压下降幅度应依次降低。根据该结果，预测海上稠油蒸汽吞吐产油剖面随周期数的增加而逐渐降低，11个吞吐周期条件下，采出程度可达15.6%。研究结论对海上稠油蒸汽吞吐、合理开发有重要指导意义。

稠油油田；蒸汽吞吐；经济极限；注采参数；渤海海域；B44H井

引言

中国渤海海域稠油资源丰富，如何高效开采这些资源是急需解决的问题[1]。稠油热采开发技术已在国内外陆上稠油油田开发中得到广泛应用[2-4]，但在海上油田开发应用较少，尚处于起步阶段；海上稠油热采开发存在诸多困难与挑战[5-7]，受到操作成本、作业空间及开采环境等因素影响，有必要对海上稠油热采开发方案与注采参数优化进行研究。

1 油藏数值模拟模型的建立

以渤海海域有代表性的M稠油油藏为研究对象，依据油藏实际地质参数分别建立典型单井及区块整体油藏数值模拟模型，以研究海上稠油热采开发技术政策。研究区块基本参数为：油藏平均埋深为1 116 m，油层厚度为12.7 m，平均有效渗透率为6 065×10-3μm3，平均有效孔隙度为35.6%，地层条件下原油黏度为440 mPa·s，地层原油密度为0.966 g/cm3，原始地层压力为11.0 MPa，油藏温度为53℃。

根据研究区块实际地质特征，利用热采油藏数值模拟软件(CMG)，建立油藏储层的构造模型、属性模型、流体模型及生产动态模型，从而构成完整的油藏数值模拟模型。其中单井模型网格数为66×21×13个，平面网格大小为10 m×10 m，单井控制储量为45.6×104m3；区块整体模型网格数为238×80×13个，平面网格大小为50 m×50 m，采用水平段长度为300 m的水平井进行蒸汽吞吐开采，共18口井，水平井位于储层第11层，井距为300 m。

2 开发技术政策研究

2.1 蒸汽吞吐周期末极限经济产量确定

周期经济极限日产油是蒸汽吞吐周期转换的主要依据，是指单周期内日产油的税后收益与日基本生产成本相等时的日产油量。其计算表达式为：

(1)

式中：Qor为周期经济极限日产油，m3/d；Cn为单井年基本生产成本，元；α为原油商品率，%；Po为原油售价，元/t；Rs为资源税率，%；R为综合税率，%。

海上稠油蒸汽吞吐投资回收期一般要在吞吐3个周期内实现。根据海上操作等生产成本构成，第1周期单井年生产成本为900×104元，第2周期单井年生产成本为750×104元，第3周期单井年生产成本为600×104元，投资回收期后单井年生产成本为450×104元。运用上述公式和单井生产成本计算可得，前3周期末经济极限日产油分别为12、10、8 m3/d，后续周期经济极限日产油为6 m3/d。

2.2 蒸汽吞吐单周期注采参数优化

国内外大量研究结果表明，注采参数对蒸汽吞吐开发效果具有重要影响。注采参数不仅受锅炉条件、地面管线和井筒条件的限制，还受油藏条件的限制，流体在地面管线、井筒及地层中流动时相互制约、相互影响。因此，以典型稠油油藏单井模型为基础，结合海上稠油热采配套工艺特点，对影响蒸汽吞吐开采效果的注采参数进行了优化。

2.2.1 注汽强度

在其他参数不变的情况下，选取第1周期注汽强度(单位水平井长度下的注汽量)分别为8、10、12、15、20、25 t/m进行了蒸汽吞吐开发效果模拟计算(表1)。结果表明，综合考虑蒸汽吞吐周期产油量和油汽比，合理注汽强度选择为20 t/m，即周期注汽量为6 000 m3。

表1 不同注汽强度下蒸汽吞吐开发效果

2.2.2 井底蒸汽干度

在其他参数不变的情况下，分别模拟井底蒸汽干度为0.2、0.4、0.5、0.6、0.7时蒸汽吞吐开发效果(表2)。目前海上小型化蒸汽发生器的井口蒸汽干度可达0.9，考虑蒸汽在井筒内的热损失，确定合理的井底蒸汽干度为0.5。

表2 不同井底蒸汽干度下蒸汽吞吐开发效果

2.2.3 注汽速度

在其他地质参数不变的情况下，分别模拟注汽速度为200、250、300、350、400 m3/d时蒸汽吞吐开发效果(图1)。由图1可知，随着注汽速度的增加，蒸汽吞吐周期产油量和油汽比均增加。根据目前海上小型化蒸汽发生器的实际注汽能力(11.2 t/d)，蒸汽吞吐合理注汽速度选择为250 m3/d。

图1 不同注汽速度下蒸汽吞吐开发效果

2.2.4 蒸汽温度

在其他参数不变的情况下，分别模拟蒸汽温度为280、300、320、340、360℃时的蒸汽吞吐开发效果(图2)。考虑储层破裂压力(19 MPa)，推荐合理的蒸汽温度为340℃。

图2 不同蒸汽温度下蒸汽吞吐开发效果

2.2.5 闷井时间

在其他参数不变的情况下，分别模拟闷井时间为1、3、5、7、9 d时的蒸汽吞吐开发效果(图3)，随着闷井时间的增加，蒸汽吞吐周期产油量与油汽比均先增加后减小。合理的蒸汽吞吐闷井时间为5 d。

图3 不同注汽速度下蒸汽吞吐开发效果

2.2.6 产液速度

在其他地质参数不变的情况下，分别模拟产液速度为100、150、200、250、300 m3/d时的蒸汽吞吐开发效果(图4)。由图4可知，随着产液速度的增加，蒸汽吞吐周期产油量与油汽比均逐渐增大，但增加的幅度越来越缓，且过高的产液量会使蒸汽吞吐日产油递减较快，因此，蒸汽吞吐合理的产液速度为200 m3/d。

图4 不同蒸汽温度下蒸汽吞吐开发效果

2.2.7 水平段长度

水平段长度对蒸汽吞吐开发效果具有重要影响。水平段越长，蒸汽吞吐产油量越高，但过长的水平段内井筒摩阻较大，造成水平井趾端加热范围变差，影响蒸汽吞吐开发效果。在其他参数不变的情况下，模拟得到水平段长度分别为200、250、300、350、400m时的蒸汽吞吐周期产油量与油汽比(表3)。

表3 不同水平段长度下蒸汽吞吐开发效果

由表3可知，随着水平段长度的增加，蒸汽吞吐周期产油量增加，油汽比降低；当水平段长度超过300 m后，周期产油量增加幅度变缓，且水平段较长所需钻完井费用也较高，因此，综合考虑蒸汽吞吐技术与经济指标，确定合理的水平段长度为300 m。

2.3 蒸汽吞吐多周期注汽量优化

在蒸汽吞吐第1周期注汽强度优化研究基础上，对蒸汽吞吐多周期注汽量递增率进行了优化。在总注汽量不变条件下，设计12组方案(表4)。由表4可知，方案4采出程度最高，方案5次之，方案1采出程度最低。这是因为方案4、5初期均采用较小的注汽量加热地层，而后续周期的注汽量较大，注入的蒸汽能够不断的加热地层，扩大了加热范围，降低了原油的黏度，因此方案4、5蒸汽吞吐采出程度均较高；方案1由于初期注汽量较大，后续周期增加的注汽量较小，后续注入的蒸汽加热地层范围不如方案4、5广泛，致使蒸汽吞吐开采效果较差。综上所述，在总注汽量相同的情况下，蒸汽吞吐各周期注汽量应逐渐递增，且递增率为20%时开发效果最好。

3 典型稠油M油藏蒸汽吞吐试验效果

在海上稠油蒸汽吞吐注采参数优化研究基础上，开展了矿场先导试验。图5为蒸汽吞吐试验井B44H井的开发动态，第1周期初期产量超过预测产量80 m3/d，目前转入第2周期，其初期产量也超过20 m3/d，均达到方案设计指标。在已有油藏动态基础上，对M稠油油藏整体蒸汽吞吐开发效果进行了预测，该稠油油藏实际区块蒸汽吞吐为11个周期，累计注汽量为125.63×104m3，累计产油量为138.69×104m3，平均单井产油量为7.71×104m3，采出程度为15.6%。