特稠油油藏多元熱流體吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用

楊光璐，李迎環(huán)，何慧卓

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

遼河油田的稠油資源非常豐富，目前主力稠油區(qū)塊歷經(jīng)近40 a的蒸汽吞吐開采，已經(jīng)進(jìn)入蒸汽吞吐開采中后期[1-2]。近年來雖然采取了一系列適合中—深層稠油油藏特點(diǎn)的蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)等開發(fā)技術(shù)，但受油藏條件影響，動用儲量有限。目前遼河油田稠油約有56%的儲量無法進(jìn)行驅(qū)替方式轉(zhuǎn)換，仍以蒸汽吞吐開采為主。多元熱流體吞吐技術(shù)具有初期加熱降黏、中后期增壓助排的特點(diǎn)[3]，但該技術(shù)普遍存在現(xiàn)場試驗(yàn)缺乏連貫性、規(guī)模較小等問題，同時(shí)缺乏室內(nèi)機(jī)理研究、物理模擬實(shí)驗(yàn)以及數(shù)值模擬等理論支持。因此，開展多元熱流體技術(shù)研究，改善蒸汽吞吐后期開發(fā)效果，對遼河千萬噸穩(wěn)產(chǎn)具有重大意義。

1 油藏概況

洼38塊沙三段油層構(gòu)造上位于遼河坳陷中央凸起南部傾沒帶北端，為典型深層厚層特稠油油藏。油藏埋深為1 290～1 450 m，單井平均有效厚度為25.6 m，原始含油飽和度為69%。目的層發(fā)育水下扇沉積模式。巖性以礫巖、砂巖為主，孔隙度為24%，滲透率為1 362 mD，屬于中—高孔隙度、高滲透儲層，50 ℃地面脫氣原油黏度為12 615 mPa·s。該油藏于1992年采用一套層系蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，平均單井吞吐11.5個(gè)周期，可采儲量采出程度達(dá)到89.6%，目前油層壓力僅為2～3 MPa，生產(chǎn)進(jìn)入低產(chǎn)低效狀態(tài)。

2 多元熱流體技術(shù)原理

多元熱流體技術(shù)是利用航天火箭發(fā)動機(jī)的燃燒噴射機(jī)理，以工業(yè)柴油(原油或天然氣)作為燃料，同時(shí)向高壓燃燒室內(nèi)注入高壓空氣及高壓水，產(chǎn)生高溫高壓的水蒸汽、二氧化碳及氮?dú)獾然旌蠚怏w，直接從油井井口注入井內(nèi)，從而達(dá)到熱力采油的效果[4-5]。多元熱流體技術(shù)利用氣體與蒸汽的協(xié)同效應(yīng)，除了具有蒸汽驅(qū)油機(jī)理外，由于二氧化碳和氮?dú)獾拇嬖?，多元熱流體技術(shù)還具有五大增油機(jī)理[6-7]：蒸汽加熱降黏、氣體溶解降黏，有效提高驅(qū)油效率；降低界面張力，提高洗油效率；氣體溶解膨脹提高彈性能量，改善油藏供液能力；保持地層壓力，擴(kuò)大蒸汽波及體積；酸化解堵，改善油水相滲關(guān)系，降低殘余油飽和度。

3 多元熱流體吞吐注采參數(shù)研究

3.1 數(shù)值模擬模型建立

選取洼38塊沙三段油層西北部作為研究區(qū)，根據(jù)油藏地質(zhì)參數(shù)和生產(chǎn)資料建立三維、四組分(油、水蒸汽、氮?dú)?、二氧化?非均質(zhì)熱采模型。模型網(wǎng)格為54×58×20共62 640個(gè)，網(wǎng)格X、Y方向步長均為5 m。模型中所有井的靜態(tài)地質(zhì)參數(shù)均模擬測井解釋結(jié)果，通過插值給網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)賦值。含油飽和度取69%，黏溫曲線及基礎(chǔ)相滲曲線參考洼38塊沙三段油層實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，因?yàn)樽⑷虢橘|(zhì)為水蒸汽、氮?dú)饧岸趸?，因此，?shù)值模擬計(jì)算中需要考慮不同溫度、壓力下各組分的平衡常數(shù)，即某組分在一定的壓力和溫度條件下，氣液兩相處于平衡時(shí)，其在氣相和液相中的分配比例。

(1)

式中：K為平衡常數(shù)；i為組分；xi、yi分別為氣液兩相平衡條件下，組分i在液相、氣相中的物質(zhì)的量濃度，mol/L。

利用CMG軟件中的WINPROP模塊確定氮?dú)夂投趸荚谕?8塊沙三段油層中組分的平衡常數(shù)值(圖1、2)。

3.2 注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.2.1 注氣強(qiáng)度

設(shè)定天然氣模擬注氣強(qiáng)度分別為900、1 200、1 500、1 800、2 100、2 400、2 700、3 000 m3/m，計(jì)算不同注汽強(qiáng)度下的凈產(chǎn)油(圖3)。由圖3可知，天然氣注入強(qiáng)度為1 800～2 100 m3/m時(shí)凈產(chǎn)油達(dá)到峰值。根據(jù)天然氣燃燒反應(yīng)式，標(biāo)準(zhǔn)狀況下1 m3天然氣完全反應(yīng)需要約9.557 m3空氣，建議天然氣與空氣的注氣強(qiáng)度比例為1∶10。

3.2.2 注水強(qiáng)度

理論上標(biāo)準(zhǔn)狀況下1 m3天然氣完全燃燒可生成約39 896 kJ的熱量，根據(jù)過熱蒸汽熱焓計(jì)算得到不同操作壓力、過熱度條件下，注水強(qiáng)度對應(yīng)的蒸汽狀態(tài)理論計(jì)算結(jié)果，一般采用水與天然氣注入強(qiáng)度比計(jì)算注水強(qiáng)度。注水強(qiáng)度的確定既要盡可能保證注入水被加熱成過熱蒸汽，同時(shí)也要控制過熱度在設(shè)備額定范圍內(nèi)。洼38塊沙三段油層現(xiàn)場設(shè)備額定注入壓力為25 MPa，注入溫度為400 ℃，過熱度為5～15 ℃。根據(jù)地層注入壓力結(jié)合設(shè)備額定注入壓力，計(jì)算設(shè)定操作壓力為7～20 MPa,從表1可得出，當(dāng)水與天然氣注入強(qiáng)度比為0.014 t/m3時(shí)，過熱度超過設(shè)備額定過熱度上限值；當(dāng)水與天然氣注入強(qiáng)度比大于0.017 t/m3時(shí)，即使操作壓力達(dá)到20 MPa時(shí)，蒸汽過熱度僅達(dá)到2 ℃，達(dá)不到設(shè)備額定過熱度下限值。因此，水與天然氣的注入強(qiáng)度比應(yīng)為0.014 6～0.017 0 t/m3，即注水強(qiáng)度為26.3～35.7 t/m。

圖1 特稠油油藏氮?dú)獾钠胶獬?shù)

圖2 特稠油油藏二氧化碳的平衡常數(shù)

圖3 天然氣注氣強(qiáng)度與凈產(chǎn)油關(guān)系

3.2.3 注氣速度

設(shè)定天然氣擬合注氣速度為600、800、1 000、1 200、1 400、1 600、1 800、2 000、2 200、2 400 m3/d，計(jì)算不同注汽速度下的凈產(chǎn)油(圖4)。由圖4可知，當(dāng)注氣速度小于1 600 m3/d后，凈產(chǎn)油逐漸增大，在1 600 m3/d時(shí)達(dá)到峰值，而在大于1 600 m3/d后，凈產(chǎn)油逐漸減小。因此，天然氣注氣速度應(yīng)為1 400～1 600 m3/d。根據(jù)注入強(qiáng)度比例折算空氣的注入速度為14 000～16 000 m3/d，注水速度為20～25 t/d。

表1 不同操作壓力下注水強(qiáng)度對應(yīng)蒸汽狀態(tài)理論計(jì)算結(jié)果

圖4 天然氣注氣速度與凈產(chǎn)油關(guān)系曲線

3.2.4 燜井時(shí)間

對不同燜井時(shí)間進(jìn)行模擬計(jì)算，如表2所示。由表2可知，燜井時(shí)間在6～8 d時(shí)，采出程度最高，達(dá)到8.5%左右；當(dāng)燜井時(shí)間超過8 d，開發(fā)效果逐漸變差。主要原因?yàn)樽⑷胗蛯又械臒崃黧w向頂?shù)讓拥臒釗p失增加。因此，燜井時(shí)間應(yīng)為6～8 d。

表2 不同燜井時(shí)間開發(fā)效果統(tǒng)計(jì)

3.2.5 蒸汽過熱度

根據(jù)設(shè)備過熱度額定范圍，設(shè)定過熱度分別為5～15 ℃。數(shù)值模擬結(jié)果表明，在目前現(xiàn)場操作壓力14 MPa條件下，蒸汽過熱度在8～9 ℃時(shí)開發(fā)效果好，凈產(chǎn)油較高為2 900 t左右。

3.2.6 熱流體注入順序

洼38塊沙三段油層為特稠油油藏，為了進(jìn)一步提高采收率，采用注入普通蒸汽提高熱焓。通過對注入普通蒸汽與多元熱流體順序的數(shù)值模擬計(jì)算可知，單純多元熱流體蒸汽吞吐階段的采出程度僅為4.8%，多元熱流體前置蒸汽吞吐階段的采出程度為8.3%，而多元熱流體后置蒸汽吞吐階段的采出程度為6.4%。因此，應(yīng)采取先注多元熱流體再注入普通蒸汽的順序進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)效果

2016年8月，洼38塊沙三段油層開始實(shí)施多元熱流體吞吐試驗(yàn)，目前共實(shí)施4口試驗(yàn)井。實(shí)施熱流體吞吐試驗(yàn)前，4口井已進(jìn)行平均9個(gè)周期蒸汽吞吐，因低產(chǎn)低效關(guān)井。多元熱流體吞吐試驗(yàn)后，增產(chǎn)效果較為顯著。以34-x528井為例闡述現(xiàn)場試驗(yàn)效果。

2016年8月6日，34-x528井開展多元熱流體試驗(yàn)，注入多元熱流體時(shí)間為23 d，平均注入溫度為305 ℃，累計(jì)注入熱流體共1 234.74 t，燜井8 d。2016年9月6日開井生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油為1.5 t/d，含水率為92.8%。2017年3月5日至3月12日，累計(jì)注入蒸汽3 001 t。該井采用多元熱流體后生產(chǎn)時(shí)間達(dá)571 d，產(chǎn)油量由普通蒸汽吞吐階段的363.0 t提高至1 053.3 t。平均日產(chǎn)液量由蒸汽吞吐階段的18.4 t/d升至21.6 t/d，平均日產(chǎn)油由1.0 t/d提高至2.0 t/d，高峰日產(chǎn)油達(dá)到4.5 t/d(圖5)。試驗(yàn)初期排液階段含水率高，但下降較快，高產(chǎn)期含水率穩(wěn)定在80%左右，之后穩(wěn)步上升。

洼38塊沙三段油層多元熱流體吞吐試驗(yàn)初步見到增產(chǎn)效果，可有效改善蒸汽吞吐開發(fā)后期開發(fā)效果。試驗(yàn)過程中，周邊生產(chǎn)井產(chǎn)出物中監(jiān)測到不同比例的氮?dú)?、二氧化碳。因此，為了減少試驗(yàn)過程中熱流體的損失，應(yīng)該從單井點(diǎn)試驗(yàn)擴(kuò)大到井組范圍，以期獲得更顯著的試驗(yàn)效果。

圖5 34-x528井階段生產(chǎn)曲線

5 結(jié) 論

(1) 多元熱流體吞吐試驗(yàn)參數(shù)設(shè)計(jì)應(yīng)考慮現(xiàn)場設(shè)備的實(shí)際注入能力、天然氣完全燃燒需要的空氣量、注入水完全生成過熱蒸汽等因素。

(2) 通過數(shù)值模擬得到適合洼38塊特稠油油藏的多元熱流體吞吐開發(fā)參數(shù)：天然氣注氣強(qiáng)度為1 800～2 100 m3/m，空氣與天然氣的注氣強(qiáng)度比為10，注水強(qiáng)度為26.3～35.7 t/m；天然氣注氣速度為1 400～1 600 m3/d，注水速度為20～25 t/d，空氣注入速度為14 000～16 000 m3/d；燜井時(shí)間為6～8 d，蒸汽過熱度為8～9 ℃；注入多元熱流體后再注入普通蒸汽效果較好。

(3) 現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，多元熱流體技術(shù)可改善蒸汽吞吐開發(fā)后期的開發(fā)效果。與前一周期蒸汽吞吐開發(fā)相比，單井產(chǎn)油量由363.0 t升至1 053.3 t，平均日產(chǎn)油由1.0 t/d升至2.0 t/d。