海上B油田多元热流体转驱注采参数优化设计

常用且有效开发手段[3]，经过一系列研究，筛选优化转驱介质，综合考虑多方面因素，认为A区转多元热流体驱能取得较好的增油效果。

多元热流体驱主要是将高温高压水蒸气、N2及CO2等混合气体注入地层，通过加热降低原油黏度、气体混相驱等机理，提高单井产能[4，5]。为更有效的开发海上稠油油藏，实现海上稠油热采可持续性，保证吞吐后充分发挥多元热流体驱的效果，进一步提高油田开发效果，针对A区块，利用油藏数值模拟技术及油藏工程方法，开展了吞吐后转多元热流体驱注采参数优化设计研究，为油田转多元热流体驱的实施提供了理论指导，同时也进一步丰富和完善了海上稠油热采开发技术体系。

1  多元热流体转驱参数优化

B油田经过多轮次的吞吐后，面临一些问题，转驱势在必行，为了指导B油田吞吐后转多元热流体驱现场试验的实施，基于B油田A区块实际油藏模型，水平井注，水平井采，利用CMG软件STARS模块和多元热流体油藏数值模拟方法，对吞吐后转驱注采参数进行了优化设计研究。

1.1  转驱时机

吞吐后转驱时机对开发效果具有重要影响，转驱过早地层压力高不利于发挥热扩散作用，转驱过晚，多元热流体驱阶段开发效果变差，因此合适的转驱时机至关重要，设计了地层压力为9.0、7.0、4.5、3.5 MPa四种转驱时机来研究转驱时机的影响，生产20 a，结果如图1。

由图1可知吞吐一段时间后转驱开发效果明显优于整个生产周期吞吐开发，且转驱过早开发效果并未比转驱稍晚开发效果好，建议自目前状态继续多元热流体吞吐生产，至油藏平均地层压力在4.5～7.0 MPa时转驱可取得较好的开发效果。

1.2  注入方式

设计了连续注入和间歇注入两种注入方式，生產20 a，模拟结果显示间歇多元热流体驱的开发效果明显优于连续多元热流体驱方式，因此以间歇注入作为最优的注入方式（图2）。

1.3  段塞大小

设计了0.01、0.02、0.04、0.06、0.12 PV五种注入量，生产20 a，模拟结果显示累积产油量随段塞大小的增加先增加后降低，油藏条件下段塞体积达到0.01 PV时累积产油量最大;当地下段塞体积超过0.04 PV后，间歇注入方式的开发效果开始低于连续注入方式，考虑经济性及开发效果，建议B油田每个注入段塞取油藏孔隙体积的0.01 PV为最优段塞大小（图3）。

1.4  注入强度

模拟了注气强度分别为2.16、2.43、3.24、4.86 m3/（d∙m∙ha）条件下的多元热流体驱效果，结果显示累积产油量随注入强度的增加先增加后降低，2.43 m3/（d∙m∙ha）时，累积产油量最大，其次为3.24 m3/（d∙m∙ha），所以注入强度为2.43～3.24 m3/（d∙m∙ha）之间，平均注入强度选择3.0 m3/（d∙m∙ha）。因为注汽速度越低，热损失越大，而在一定范围内注汽强度越大，能提高注入汽的干度，提高开发效果（图4）。

1.5  停注时间

停井时间是多元热流体驱开采工艺的重要参数，针对吞吐后转多元热流体驱开采，合理的停注时间能够最大限度的提高热利用率，反之时间过短，不能充分发挥热作用，停注时间过长，则会增大热损失[6]。模拟结果显示，注40 d停80 d累产油量最高，而相同生产时间时注入40 d停注20 d的累积产油量最高，注入30 d停注30 d的累积产油量次之，连续注入的累积产油量位列第三，考虑到海上油田平台寿命，及油田的经济开发，建议选择注入时间30～40 d，停注时间20～30 d，即注入时间与停注时间之比为1∶1～2∶1（图5）。

1.6  注入温度

注水温度越高，对油层的加热效果越好。分别模拟了间歇多元热流体驱方式下，井底温度为180、200、250、28和300 ℃條件下的开发效果，分析结果可知：相同生产年限累积产油量随注入温度的增加而逐渐增加，当温度低于200 ℃时，产油量增加幅度平缓;200 ℃至250 ℃累积产油量呈大幅度增加趋势。因此，建议注水时提高注入温度可以有效改善开发效果，注入水到井底的温度要高于250 ℃（图6）。

1.7  蒸汽干度

不同干度的蒸汽所携带的热焓不同，蒸汽干度越高，热焓越大[7]，多元热流体驱效果越好。模拟结果表明，相同生产年限，蒸汽干度越高开发效果越好且阶段产油量的增加幅度大。提高蒸汽干度可有效改善多元热流体驱的开发效果，建议现场实施多元热流体转驱时，在工艺条件允许的情况下尽量使用高干度的蒸汽（图7）。

1.8  采注比

模拟了采注比为1∶1、1.1∶1、1.2∶1、1.3∶1和1.4∶1条件下的开发效果，由结果可以看出，生产20 a时，阶段产量随采注比增大而增大，生产30 a时，阶段产量随采注比先增后减小的趋势。建议生产前期采注比选择1.3∶1，后期调整为1.1∶1（图8）。

1.9  CO2含量

多元热流体包含蒸汽、CO2、N2等多种气体，其共同作用提高稠油采收率[8]。因此其组成对开发效果具有重要影响。模拟了CO2含量为10%、15%、20%、25%和30%几种条件下的开发效果，结果显示在相同生产年限内，累产油量随着CO2含量增加而增加，所以现场实施多元热流体转驱工艺时，应尽可能的提高其中的CO2含量，至少得保证CO2含量在15%以上（图9）。

1.10  气水比

海上油田按电潜泵含气率25%，模拟了限制气量条件下的开发效果，结果显示气水比不超过55∶1，取50∶1（图10）。

2  结 论

多元热流体吞吐技术在海上油田取得了较好开发效果的同时，地层能量降低，油井气窜，热采有效期缩短等一系列问题也逐渐凸显，亟待解决，转多元热流体驱是吞吐后进一步提高采收率的有效方法。

（1）通过研究得出适宜A区转多元热流体驱开发的界限是，地层压力降低到4.5～7.0 MPa区间内。

（2）针对B油田稠油油藏，研究得到了吞吐转多元热流体驱最优的注采参数，为油田现场实施转驱提供了理论指导，对渤海同类型油藏的开发具有一定借鉴意义，同时也进一步丰富了海上稠油热采开发技术体系。

参考文献：

[1]刘光成.渤海稠油多元热流体吞吐技术研究[J].长江大学学报（自科版），2014，11（10）：99-103.

[2]廖辉，唐善法.高沥青质深层超稠油乳化降粘实验研究[J].天然气与石油，2018，36（2）：64-67.

[3]卢俊卿，王尤富，马银蔓.稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究[J].当代化工，2016，45（11）：2580-2582.

[4]王新根，乔卫杰.海上多元热流体热采工艺应用方法研究与实践[J].中外能源，2014，19（3）：37-40.

[5]张风义，许万坤，吴婷婷，等. 海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究[J].油气地质与采收率，2014，21（4）： 75-78.

[6]杨兵，李敬松，董铭.水平井多元热流体吞吐影响因素关联分析及优化研究[J].油气藏评价与开发，2017，7（2）：53-57.

[7]于天忠，张建国，叶双江，等.辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究[J].岩性油气藏，2011，23（6）：114-118.

[8]杨兵，李敬松，祁成祥，等.海上稠油油藏多元热流体吞吐开采技术优化研究[J].石油地质与工程，2012，26（1）：54-56.

[9]李宾飞.氮气泡沫调驱技术及其适应性研究[D].青岛：中国石油大学，2007：1-123.

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