海上稠油蒸汽吞吐油藏技术创新研究与矿场实践
摘要： 渤海有数亿吨稠油资源还未有效动用，海上热采潜力巨大，但陆地热采模式不能照搬到海上。针对海上稠油热采从南堡35-2和旅大27-2两个热采试验区扩展到旅大21-2、旅大5-2北等新油田时，地层原油黏度从400mPa·s扩展到53200mPa·s导致稠油地层渗流模式认识不清、油层厚度从6m变化到57m导致纵向波及系数较低的问题，开展了相关物理模拟、理论推导、数值模拟研究，得到了不同稠油油藏的拐点温度，建立了蒸汽超覆纵向波及预测模型，并编制了相关计算软件，实现了划分稠油热采渗流模式，通过调整如注入速度等注采参数提高垂向波及系数的目的。成果为海上热采规模化推广提供了支持。
关键词： 稠油油藏；蒸汽吞吐；渗流模式；波及系数；注采优化
引言
渤海油田稠油资源丰富，其中85%为稠油，经过多年开发实践，已形成天然能量开发 [1] 、注水开发 [2] 、化学驱 [3] 、注蒸汽热采开发 [4-6] 等多种有效开发方式。而地层原油黏度大于350mPa·s的探明储量有数亿吨，目前仍有90%以上的储量未有效动用。稠油热采是渤海油田稳产3000万t的重要方向之一。为探索海上规模化热采高效开发技术，渤海油田立足南堡35-2和旅大27-2，开辟了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐两个热采先导试验区。这2个热采试验区的油层厚度均较薄，在6～10m范围；地层原油黏度较低，在400～2350mPa·s范围。渤海油田新增的规划热采产量主要来自即将投产的厚层稠油油田，厚度在40～57m范围，地层原油黏度在2900～53200mPa·s。在过去10年，渤海的热采研究主要集中在薄层和地层原油黏度较低的稠油油田，但是热采由薄层向厚层和较低黏度向高黏度扩展过程中，导致了一些新问题的出现，使海上厚层热采工作面临巨大挑战。因此，解决这些问题对于渤海油田稳产至关重要。
1 海上热采目前存在的问题
1.1 热采渗流规律的问题
稠油作为黏弹性非牛顿流体的一种，有其独特的流动特征和流变特性，与常规稀油不同，由于其黏度高、分子量大、极性强，原油与岩石界面及原油之间界面的相互作用力大，导致稠油的渗流偏离达西定律，表现为具有启动压力梯度的非达西渗流 [7-8] 。渤海稠油热采油田的原油黏度差异很大；南堡35-2油田热采区块地层原油黏度为400mPa·s，旅大27-2油田热采区块地层原油黏度为2337mPa·s，旅大21-2油田热采区块地层原油黏度为2908mPa·s，旅大5-2北油田地层原油黏度为53203mPa·s。随着黏度的增加，稠油的流变特性发生很大变化，表现出不同的渗流规律。目前对渤海不同稠油热采油田的稠油渗流规律认识存在不足，有待研究。
1.2 厚层纵向波及的问题
目前，渤海2个稠油热采试验区的油层厚度为6～10m，油层较薄，热采新油田的油层厚度为40～57m，油层厚度的不同会造成热采纵向波及范围的差异：薄层纵向波及接近100%（图1），而厚层由于蒸汽超覆作用纵向波及系数较低。目前对不同厚度油层热采纵向波及系数的认识尚需明确。
图1 薄层和厚层油藏注入蒸汽纵向波及的差异
2 基于拐点温度的热采渗流区域划分
2.1 实验研究
针对不同稠油热采油田的稠油渗流规律认识不足的问题，分别对旅大27-2油田、旅大21-2油田的原油开展流变性实验，研究不同温度下原油黏度随剪切速率的变化规律。
实验测定了旅大27-2油田5个温度（60℃、70℃、80℃、90℃、100℃）、25个剪切速率下的共125个黏度值，绘制了不同温度下，原油黏度随剪切速率的变化规律曲线（图2）。实验结果表明，旅大27-2油田原油在60℃以下时黏度随剪切速率的提高而减小，当温度达到70～80℃之后，原油黏度不再随剪切速率的改变而变化，因此旅大27-2油田原油的拐点温度为70～80℃。稠油拐点温度越低，热采增油效果越好。同理，旅大21-2油田稠油样品流变性实验结果表明，旅大21-2油田原油的拐点温度为100℃（图3）。
图2 旅大27-2油田稠油样品流变曲线
图3 旅大21-2油田稠油样品流变曲线
2.2 渗流区域划分
在CMG机制模型中分别使用旅大21-2、旅大27-2油田的物性参数及拐点温度资料研究了2个油田在注蒸汽吞吐过程中的渗流规律。结果如图4所示：受拐点温度的影响，2个油田蒸汽吞吐过程中根据渗流特征不同可分为3个区域：①有效加热区，该区域内稠油充分加热，稠油的温度高于拐点温度，黏度大幅下降，能够自由流动，无启动压力梯度；②过渡区域，该区域内在蒸汽吞吐过程中加热温度未达到拐点温度，稠油黏度较大，流动能力较低，有启动压力梯度，但较小；③未加热区域，该区域内稠油因为距离水平段过远，未能加热，稠油流动能力最差，启动压力梯度最大。数值模拟表明，在相同注热参数条件下，注热结束后旅大27-2油田有效加热半径为20m，旅大21-2油田有效加热区半径仅为12m。
图4 旅大27-2油田和旅大21-2油田稠油注蒸汽吞吐渗流模式图
2.3 钻前优化应用
将旅大21-2油田的拐点温度、热采渗流区域的研究应用在旅大21-2油田的钻前优化中：通过模拟不同生产压差下旅大21-2油田的开发，得到了旅大21-2油田极限井距与流度的关系图，指导了旅大21-2油田钻前优化中热采井的布井（图5）。
图5 旅大21-2油田稠油热采极限井距图
3 基于拟流度比的蒸汽纵向波及预测模型
在热力采油过程中，如何实现蒸汽驱油田的合理开发和对生产的科学管理，是当前面临的重要课题。预测蒸汽驱生产动态，除数值模拟方法外，有经验公式法和解析模型法。数值模拟虽然精度较高，但工作量大，投入多，其适用性受到限制 [9] 。因此，开发和研究较简单的预测方法，对于完善热采数值模型，指导蒸汽驱开发方案的编制具有重要意义。
蒸汽驱时的拟流度比影响蒸汽驱前缘形状，而前缘形状直接影响蒸汽驱前缘驱替的波及效率。Van Lookeren研究了拟流度比为0时，蒸汽驱前缘的形状，并利用形状因子优化蒸汽注入速率 [10] 。有学者提出当拟流度比远远小于1时，汽液界面形状仅取决于蒸汽速率，提出以最大形状因子为标准优化蒸汽注入参数 [11] 。
3.1 理论研究
大量的资料表明 [12-13] ，由于蒸汽的低密度和低黏度，蒸汽在油层中将快速向上扩展至油层顶部，然后沿着顶部横向扩展，从而产生舌进现象。
模型假设条件 [10] ：①等厚均质单油层；②不考虑裂缝；③顶、底层导热系数相等；④蒸汽前缘汽液界面形成并达到稳定。
汽液界面形成并达到稳定后，将注汽井径向距离为 r 1 和 r 2 处汽液界面上各点的压力折算到 Z = h 的平面上，如图6所示。
图6 汽液界面附近的压力和流势示意图
蒸汽前缘预测模型的关键步骤如下，详细推导过程见文献[14]。汽液界面上点1和点2处蒸汽、原油折算到 Z = h 面上的势为：
式中： Φ s1 、 Φ s2 、 Φ o1 、 Φ o2 ——汽液界面上点1和点2处的蒸汽、原油折算到 Z = h 面上的势，Pa；
p s1 、 p s2 、 p o1 、 p o2 ——汽液界面上点1和点2处的蒸汽、原油的压力，Pa；
ρ s 、 ρ o ——蒸汽和原油的密度，kg/m 3 ；
g ——重力加速度，m/s 2 ；
h s1 、 h s2 ——汽液界面上点1和点2的蒸汽带厚度，m。
汽、液相分别遵循达西定律：
w s 、 w o ——蒸汽和原油的径向流动速率，kg/s；
K s 、 K o ——蒸汽和原油渗透率，×10 -3 μm 2 ；
μ s 、 μ o ——蒸汽和原油黏度，mPa·s；
h s ——蒸汽带厚度，m；
h ——油层总厚度，m。
忽略冷凝水，假设径向上蒸汽速率与半径平方差成正比，即：
纵向上，蒸汽速率与蒸汽带厚度成正比，即：
最终得到考虑拟流度比的蒸汽前缘方程：
拟流度比定义为：
3.2 程序化处理
由于蒸汽前缘方程较复杂，为了简便快速地进行蒸汽前缘预测和注采参数优化，通过编程将上述计算过程程序化，能快速绘制不同地质油藏条件、不同注采参数下的蒸汽前缘图。蒸汽前缘形状敏感性分析模块中涉及蒸汽驱过程中蒸汽前缘形状在不同地质油藏流体参数及注入参数条件下的敏感性分析，如图7所示。利用该程序，计算了相同注汽参数下不同油藏厚度的纵向波及系数，如图8所示。随着油层厚度的增加，纵向波及系数呈指数式下降。当油层厚度小于30m时，每增加1m递减4.5%；当油层厚度大于30m后，每增加1m递减2.3%。通过调整注汽参数，如注汽速度，可以改变纵向波及系数，如图9所示，在一定范围内，提高注汽速度，可以提高纵向波及系数。
图7 蒸汽前缘计算界面
图8 不同油层厚度纵向波及系数对比图
图9 不同油层厚度纵向波及系数对比图
4 结论与建议
①流变性实验表明，旅大21-2油田西块稠油地层原油黏度2908mPa·s与旅大27-2明化镇组稠油地层原油黏度2337mPa·s接近，但拐点温度差异较大，旅大21-2和旅大27-2拐点温度分别为79℃和100℃，导致热采渗流模式不同。
②数值模拟研究表明，在相同周期注入量、注入速度条件下，旅大21-2和旅大27-2稠油第一周期的自由流动半径分别为12m和20m，要改善旅大21-2油田热采效果，需要提高周期注入量和注入温度以扩大自由流动半径。
③理论研究表明，通过调整注入速度等注汽参数，可以提高旅大21-2等厚层稠油油藏的纵向波及系数，改善蒸汽吞吐效果。
参考文献
[1] 郭太现，苏彦春．渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J]．中国海上油气，2013，25（4）：26-30.
[2] 程大勇，蔡晖，朱志强，等．大倾角油藏重力作用对注水时机影响研究[J]．特种油气藏，2018，25（2）：99-106.
[3] 刘东，李云鹏，张风义，等．弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析[J].特种油气藏，2013，20（2）：84-86.
[4] 刘东，李云鹏，张风义，等．烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究[J]．中国海上油气，2012，24（增刊1）：62-66.
[5] 刘东，胡廷惠，潘广明，等．海上稠油多元热流体与蒸汽吞吐开采效果对比[J].特种油气藏，2015，22（4）：118-120.
[6] 刘东．热采水平井加热半径计算新模型[J]．中国海上油气，2015，27（3）：84-90.
[7] 王晓冬，郝明强，韩永新．启动压力梯度的含义与应用[J]．石油学报，2013，34（1）：188-191.
[8] 许家峰，程林松，李春兰，等．普通稠油油藏启动压力梯度求解方法与应用 [J].特种油气藏，2006，13（4）：53-57.
[9] 侯健，陈月明．一种改进的蒸汽吞吐产能预测模型[J]．石油勘探与开发，1997，24（3）：53～56.
[10] VAN LOOKEREN J. Calculation Methods for Linear and Radial Steam Flow in Oil Reservoirs [J]. Society of Petroleum Engineers Journal，1983，23（3）：427-439.
[11] 陈月明．注蒸汽热力采油[M]．青岛：石油大学出版社，1996∶146-148.
[12] 刘尚奇，王晓春，杨立强．蒸汽超覆对块状超稠油油藏剩余油分布影响研究[J].特种油气藏，2005，12（1）：29-34.
[13] 霍进，贾永禄，余佳，等．考虑重力超覆的稠油热采试井分析模型研究[J]．西南石油学院学报，2006，28（2）：51-55.
[14] 程林松，刘东，高海红，等．考虑拟流度比的蒸汽驱前缘预测模型研究[J]．西南石油学院学报，2009，31（2）：159-162.
