王 磊 袁忠超 郑 伟 刘新光 汤 婧

(中海油研究总院， 北京 100028)

渤海油田稠油多元热流体热采有效期确定

王 磊 袁忠超 郑 伟 刘新光 汤 婧

(中海油研究总院， 北京 100028)

根据N油田稠油热采井第一、二轮次实际动态数据，提出运用流温法和米采油指数法综合判定热采有效期。热采井定量评价结果显示，N油田第一轮次热采有效期平均为297 d，而实际开采时间为500～800 d。实际开采时间远超热采有效期，单井产能、流压递减速度快，地层亏空严重，供液能力不足，影响后续轮次开发效果。N油田热采井第二轮次实际生产时间超出了该轮次热采有效期，应转注第三轮次。

渤海油田； 稠油； 多元热流体； 热采有效期

多元热流体技术是一项蒸汽(或热水)与气体复合吞吐开采技术，以工业柴油、原油或天然气为燃料，通过高压燃烧室将燃料与高压空气混合燃烧，加热注入水后形成由蒸汽、CO2及N2组成的多元热流体，最终实现加热降黏、气体降黏及增能保压[1-4]。多元热流体吞吐开发为周期性开发，当超过热采有效期后需重复进行下一轮次的注热、焖井、放喷和泵抽[5-8]。若开采时间大于有效期，则地层能量亏空严重，产能递减速度加快，供液能力不足，影响后续轮次的开发效果。若开采时间小于热采有效期，则地层热损失严重，增加开采成本。 准确判定热采有效期，是评价热采开发效果及确定下一轮次转注时机的重要依据。流温法和米采油指数法是常用的热采有效期确定方法，综合运用两种方法准确性会更高。本次研究将介绍这两种方法，并以渤海油田N油田稠油热采井有效期确定为实例进行分析。

1 热采有效期确定方法

热采有效期，是指稠油油田采用多元热流体吞吐、蒸汽吞吐等热采开发方式时，开发效果优于衰竭、注水等冷采开发方式的时间段。 确定热采有效期的常用方法有流温法、米采油指数法。

(1) 流温法。热采油方式主要是利用热能加热油藏，降低原油的黏度，从而将原油从地下采出的一种提高采收率的方法[9-10]。温度是影响热采有效期最关键的因素之一，运用流温法可直观判定热采有效期。结合单井实际动态资料，根据相邻相近原则，将同层位相邻冷采井井底流温折算成热采井相同垂深下的温度，以此作为失效温度。当热采井井底流温降低至失效温度时，即认为热采有效期结束。若没有同层位冷采井，则以地层静温或单井下泵前井下温度计的测试值作为失效温度。以N油田热采井N3H井第一轮次开发为例，同层位相邻冷采井N7M井底温度折算到N3H井底垂深后，失效温度为54 ℃。N3H实际流温降低至参考值54 ℃前这一时间段，即N3H井的热采有效期。图1所示为流温法确定N3H井热采有效期示意图。

图1 流温法确定N3H井热采有效期示意图

(2) 米采油指数法。结合单井实际动态资料，根据相邻相近原则，将同层位相邻冷采井米采油指数作为失效米采油指数，当热采井米采油指数降低至失效米采油指数时，即认为热采有效期结束。以热采井N3H井第一轮次开发为例，其同层位相邻冷采井N7M井的平均米采油指数为2.0 m3/(d·MPa·m)，N3H井米采油指数降低至此平均值前这一时间段即热采有效期。图2所示为米采油指数法确定N3H井热采有效期示意图。

图2 米采油指数法确定N3H井热采有效期示意图

建议综合运用流温法和米采油指数法确定热采有效期。分别采用流温法及米采油指数法求取热采井N3H井的热采有效期，取均值，最大化消除流温法和米采油指数法的误差，从而准确判断多元热流体热采有效期。

2 N油田热采有效期分析应用

以渤海油田首个多元热流体试验区N油田为例。N油田于2005年9月开始投产，2010年进入多元热流体吞吐规模化热采阶段，日产油量由最高冷采阶段的200 m3上升至热采阶段的550 m3。截至2015年12月底，N油田共有15口井实施了多元热流体吞吐热采，其中有6井次自2013年底先后进入第二轮次吞吐。

利用流温法及米采油指数法综合评价N油田热采井第一轮次有效期。结果显示，第一轮次平均热采有效期为297 d，而实际开采时间为500～800 d，远远超出了平均热采有效期。以热采井N1M井为例，该井于2011年10月底开始投产，累计生产651 d后日产油量达到31.4 m3，流压为4.9 MPa，停泵，然后转注第二轮次。N1M井第一轮次有效期仅339 d，实际生产时间为有效期的1.9倍。转注第二轮次后， N1M井第二轮次产能递减速度较快，流压下降迅速。转注70 d后日产油量由52.1 m3下降至26.6m3，下降了48.9%；流压由6.3 MPa下降至2.3 MPa，下降了63.5%，供液能力严重不足。图3所示为N1M井第一、二轮次日产油量曲线。

而同层位相邻热采井N2H井于2012年8月投产，开采近400 d后及时转入二轮吞吐，产能递减速度缓慢，地层能量充足。图4所示为N2H井第一、二轮次日产油量曲线。N2H井第二轮次中，生产时间达352 d时日产油量由63.5 m3下降至37.7 m3，与第一轮次末持平；生产时间达498 d时，日产油量同样下降了48.9%，日产油量为32.4 m3。

图3 N1M井第一、二轮次日产油量曲线

图4 N2H井第一、二轮次日产油量曲线

通过对N油田第二轮次6井次热采有效期进行评价，发现第二轮次平均热采有效期仅243 d，低于第一轮次热采有效期(第一轮次热采有效期为297 d)，且第二轮次实际生产时间已达400～607 d。综合以上分析，认为N油田应尽快转入第三轮次开发。

3 结 语

(1) 提出了采用流温法、米采油指数法综合判定海上多元热流体吞吐有效期，N油田第一轮次平均热采有效期为297 d，第二轮次平均热采有效期为243 d。

(2) 若热采井未及时转注，以热采井N1M井为例，热采井生产时间是有效期的1.9倍，第二轮次的单井产能、流压的递减较快，仅用70 d就使产能下降近50%，地层能量亏空严重，影响后续轮次的开发效果；若及时转注，热采井N2H井在第二轮单井产能下降50%的情况下热采时间需498 d，递减速度明显减缓，开发效果较好。

(3) N油田热采井第二轮次吞吐时间已达400～607 d，远远超过243 d的平均热采有效期，应尽快转注第三轮次开发，以改善热采开发效果。

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[10] 陈明.海上稠油热采技术探索与实践[M].北京: 石油工业出版社,2012： 1-12.

The Method of Determing Validity of Multi-Thermal Fluid Development in Bohai Heavy Oilfield

WANGLeiYUANZhongchaoZHENGWeiLIUXinguangTANGJing

(CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

Combing with thermal wells dynamic data of cycle one and cycle two of N oilfield, the integrated quantitative evaluation method by using bottom hole temperature and productivity index data has been first proposed. The study results show that the first cycle validity of N oilfield is 297 days, but the actual time is between 500 days and 800 days, which has far exceeded the thermal validity. And the productivity and bottom hole pressure of thermal well decrease quickly, accompanied by serious formation deplete, and insufficient liquid supply capacity, which result in impacting the effect of subsequent cycles development. The thermal wells of N oilfield should convert into the third cycles as soon as possible considering the fact that the actual time of cycle two of thermal wells had also exceeded the cycle two validity.

Bohai oilfield; heavy oil; multi-thermal fluid; period of validity

2016-04-01

国家科技重大专项“海上稠油热采技术”(2011ZX05024-005)；中海石油(中国)有限公司综合科研项目“海上稠油热采开发方案设计方法及关键技术研究”(2013-YXZHKY-013)

王磊(1988 — )，男，山东济宁人，硕士，工程师，研究方向为稠油热采。

TE345

A

1673-1980(2016)06-0017-03