LD油田位于渤海北部海域，含油层段为明化镇及馆陶，油藏埋藏深(900~1000 m)，油层厚度大(30~50 m)，地层压力高(原始油藏压力10.4 MPa)，地层条件下原油黏度大(47 ℃时黏度为50 000 mPa·s)，且隔夹层发育，带有底水，油藏模式复杂，是典型的深层块状特稠油油藏。对于这一类型油藏，国内外无开发先例借鉴。稠油油田开发常用的蒸汽辅助重力泄油技术(steam assisted gravity drainage，SAGD)适用于埋深较浅的油藏，国内应用该技术的埋深不超过600 m，加拿大一般也仅为200~300 m[1-6]。LD油田埋深远超过该技术的应用埋深，目前工艺技术在原始油藏条件下难形成高干度的蒸汽腔，无法直接采用SAGD开发。因此，该油藏如何开发意义重大。针对这一问题，根据LD深层特稠油油田地质油藏条件，利用物理模拟实验手段，建立了三维物理模型，对该块状稠油油藏热采模式进行了探索，研究了流体与油藏岩石在高温高压下的相互作用，不同SAGD热采条件下蒸汽腔发育规律，找出了适合海上深层厚层特稠油油藏热采开发技术，为LD油田的开发提供了决策依据，同时也为海上同类油田的开发提供了借鉴。
相似比例模化物理模型是研究稠油热采的有效手段。为更好地研究流体与油藏岩石在高温高压下的相互作用，以及蒸汽腔在油藏作用下的发育规律[8]，通过相似准则，利用几何相似、物理相似、时间相似[4]，将现场尺度油藏原型转化成实验室尺度油藏模型，建立如图 1所示的高温高压双水平井三维比例物理模型[7-11]，模型与原型的相似比为1:250(见表 1)。实验使用露头砂填制模型，模型采用正方形比例模型，内尺寸为400 mm×400 mm×400 mm(长×宽×高)，模拟长200 m，厚40 m的油藏单元，填砂后孔隙度为32.6%，渗透率为3000 μm2。实验所用油样为LD矿场原油。实验装置主要包括填砂模型、恒温箱、温度和压力采集系统、蒸汽发生器、N2气瓶、CO2气瓶、柱塞泵、活塞容器等。
设计了2种开发模式的评价实验，通过两组实验的对比来优选适合深层块状稠油油藏的开发模式。第1种开发评价实验采用加拿大SAGD模式，设计了循环预热后直接SAGD开发方案；第2种开发评价实验考虑该油田原始油藏压力较高，为充分利用低压下蒸汽的优势，降低对海上注热工艺技术要求，设计了先期蒸汽吞吐降压后期转SAGD开发方案。
方案(1)：直接SAGD开发模式(即高压SAGD)：循环预热阶段蒸汽注入温度300 ℃，蒸汽干度高于70%，蒸汽流量30 mL/min，井间温度超过80 ℃转SAGD生产；SAGD生产阶段蒸汽注入温度300 ℃，蒸汽干度高于70%，生产井出口压力控制为10 MPa，略小于原始油藏压力。
方案(2)：蒸汽吞吐降压后转SAGD开发模式(即低压SAGD)：吞吐阶段蒸汽注入温度300 ℃，蒸汽干度高于40%；第1轮次出口压力控制为8 MPa；第2轮次出口压力控制为6 MPa；第3轮次出口压力控制为3 MPa；SAGD生产阶段蒸汽注入温度250 ℃，蒸汽干度高于70%；生产井出口压力控制为3 MPa。
实验结果(见图 2)表明，蒸汽吞吐后转SAGD(低压条件)产油量变化特征明显分为上升、平稳、下降3个阶段，对应开发过程为：汽腔上升、汽腔水平扩展、汽腔侧向扩展，最终采出程度为54.7%；但循环预热后直接SAGD(高压条件)，开发过程阶段不明显，同时产量平稳期较低压SAGD模式短，迅速进入递减阶段，最终采出程度仅为34.9%，比低压SAGD开发模式低19.8%。主要是因为蒸汽在低压下体积大、热焓值高，利于蒸汽腔发育，而在压力较高条件下，蒸汽的比容降低，影响了蒸汽腔发育范围。此外，饱和热水热焓增大，采出热量增多，热效率降低，开发效果变差。
图 3和图 4分别为低压条件与高压条件下SAGD的生产阶段对应的蒸汽腔发育状态图。由图 3和图 4可知：产量上升阶段、持续稳产阶段、产量下降阶段分别于与蒸汽腔向上发育阶段、横向扩展阶段、蒸汽腔下降阶段对应；高压条件下，相同阶段SAGD蒸汽腔的发育范围较小，汽腔的横向发育慢，即蒸汽腔的水平发育阶段时间少，呈现峰值产油量很快下降的现象。
图 5为吞吐转SAGD及直接SAGD的累积油汽比(OSR)与注入孔隙体积倍数对数值(ln(PV))的对比关系曲线，为将预热阶段的油汽比变化特征考虑在内，将蒸汽吞吐阶段的相应数据添加至统计关系中。
由图 5可知，两种开发模式下累积油气比曲线均表现出明显的3段式分布规律，即：上升阶段、缓慢下降阶段、快速下降阶段，且吞吐转SAGD累油气比明显高于循环预热SAGD，说明低压条件下更有利于蒸汽腔发育，提高蒸汽利用率，增加原油产量，改善块状稠油油藏开发效果。
图 6和图 7为吞吐降压转SAGD与循环预热直接SAGD两种开发模式下累积注入量、累积产液量与累积产油量的变化关系。由图 6可知，曲线的后半段呈现明显的直线关系。相同注入量下，直接SAGD开发，最终采收率达到34.9%，而吞吐转SAGD，最终采收率为54.7%。主要是因为直接SAGD开发时，蒸汽比容降低，相同阶段SAGD蒸汽腔的发育范围较小，汽腔的横向发育慢，即蒸汽腔的水平发育阶段少，影响了波及范围，开发效果变差。此外，通过对比两曲线趋势可知，纯油藏循环预热SAGD的曲线斜率明显高于纯油藏吞吐转SAGD的曲线斜率，说明蒸汽腔发育到一定程度后，相同采出程度时，高压SAGD需消耗更多的注入蒸汽，同时产出更多的液体(见图 7)，而产出液温度也较高，需要投入更大规模产出液处理设施，同时对设施耐温级别要求也更高，经济性差，相反低压SAGD蒸汽耗费量则更小。综合分析，该油田选用蒸汽吞吐降压后转SAGD模式开发效果更好。
(1) 采用先期蒸汽吞吐降压再转为SAGD接替的热采方式可有效利用蒸汽在低压下体积大、热焓值高的物理特点，充分发挥SAGD热采优势，其最终采收率最高，比直接在原始油藏压力下采用SAGD开发模式采收率提高19.8%。
(2) 油藏埋深大(>600 m)，地层压力高的油藏不宜直接SAGD开发，宜采用先期蒸汽吞吐降压再转为SAGD的开发方式。
(3) 研究认为，海上深层块状特稠油油藏LD油田适合采用先蒸汽吞吐降压，再适时转SAGD的开发模式。
2019, Vol. 48 Issue (2): 90-94
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