淺薄層超稠油水平井蒸汽驅(qū)汽竄控制因素研究

楊元亮

(中國石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司，新疆 烏蘇 833300)

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淺薄層超稠油水平井蒸汽驅(qū)汽竄控制因素研究

楊元亮

(中國石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司，新疆 烏蘇 833300)

針對排601北區(qū)水平井網(wǎng)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后蒸汽突破導(dǎo)致油汽比低的現(xiàn)狀，運(yùn)用數(shù)值模擬方法，結(jié)合油藏動態(tài)分析手段，研究了全水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)突破影響參數(shù)和汽竄通道形成控制因素，明確了水平井汽竄通道3種模式(側(cè)峰型、雙峰型、中間單峰型)，制訂了“立足高溫、高液量、高含水”，“微汽竄采油、變速度注汽、間歇注汽試驗(yàn)、氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)、井組封竄治理”等配套措施的調(diào)整方案。礦場試驗(yàn)表明：該調(diào)整方案有效改善了蒸汽驅(qū)試驗(yàn)井組蒸汽熱利用率、蒸汽波及系數(shù)和驅(qū)油效率，調(diào)整前后月度油汽比由0.12增加至0.27，達(dá)到了全水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)提質(zhì)增效的目的，為該類油藏后續(xù)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)調(diào)控提供了技術(shù)支撐。

淺薄層超稠油油藏；數(shù)值模擬；水平井；汽竄通道；排601北區(qū)

0 引 言

排601北區(qū)蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)[1-3]是淺薄層低溫常壓超稠油油藏。試驗(yàn)區(qū)開發(fā)層系為白堊系吐谷魯群組，含油面積為0.87 km2，石油地質(zhì)儲量為104×104t，構(gòu)造形態(tài)為向南東傾斜的單斜構(gòu)造，構(gòu)造平緩，傾角為1～2 °。埋藏淺，埋深為420～510 m。油層薄，有效厚度為5～7 m。儲層為單層3段結(jié)構(gòu)[4]，粒度自下而上逐漸變細(xì)，粒序呈正韻律，縱向上分為3段：頂部為灰質(zhì)細(xì)砂巖，中部為富含油細(xì)砂巖，底部為泥質(zhì)充填礫巖，中部砂體為主力產(chǎn)層，孔隙度為32%～36%，滲透率為5 000×10-3～10 000×10-3μm2。儲層縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)，層內(nèi)滲透率級差高達(dá)30倍[5]，弱速敏、中等偏弱水敏、無酸敏、弱堿敏，敏感性可使儲層滲透率降低40%。含油飽和度為65%，油藏溫度低，地層溫度條件下(28 ℃)脫氣原油黏度為5×104～9×104mPa·s，凝固點(diǎn)為10～16 ℃，壓力系數(shù)為1.0，地層水總礦度為34 911 mg/L，氯離子含量為21 380 mg/L，水型為氯化鈣型。試驗(yàn)區(qū)共有蒸汽驅(qū)井6口，采油井23口井，觀察井3口，類反九點(diǎn)法井網(wǎng)，井距、排距均為100 m。

排601北區(qū)蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)首次采用全水平井井網(wǎng)裸眼篩管完井，成功開展了蒸汽驅(qū)。針對排601北區(qū)蒸汽驅(qū)階段含水高、汽竄井多、油汽比低的現(xiàn)狀，研究全水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)突破影響參數(shù)、形成汽竄通道控制因素勢在必行，以改善水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。

1 水平井蒸汽驅(qū)數(shù)值模擬

1.1 蒸汽驅(qū)井組汽竄影響因素

為定量描述汽竄發(fā)生的速度和強(qiáng)度， 探索不同因素對汽竄特征的影響規(guī)律，進(jìn)行蒸汽驅(qū)試驗(yàn)井組數(shù)值模擬，引入汽竄時(shí)間和熱侵體積概念(汽竄時(shí)間：油藏從吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)開始到汽竄發(fā)生所經(jīng)歷的時(shí)間，用來刻畫汽竄發(fā)生速度；熱侵體積：描述汽竄程度的物理量，指在生產(chǎn)井發(fā)生汽竄時(shí)，地層中該時(shí)刻所有溫度高于生產(chǎn)井汽竄位置處溫度的井間總儲層體積占地層總體積的比值)。定量描述不同地質(zhì)及開發(fā)因素對汽竄時(shí)間、熱侵體積的影響規(guī)律及程度。

1.1.1 數(shù)值模型的建立

建立基于排601北區(qū)油藏物性、流體參數(shù)、井網(wǎng)參數(shù)的數(shù)值模型，井網(wǎng)形式為排狀井網(wǎng)，水平井水平段長為200 m，井距、排距均為100 m。

考慮油藏開發(fā)方式及區(qū)塊大小、形狀等參數(shù)的限制，數(shù)值模擬采用了角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)劃分網(wǎng)格。平面上每個網(wǎng)格步長設(shè)置為5 m，縱向上設(shè)置6層網(wǎng)格，每個網(wǎng)格步長為1 m，建立60×21×6網(wǎng)格系統(tǒng)，水平井設(shè)置在縱向上的第4層中。理論上，該網(wǎng)格系統(tǒng)能夠較準(zhǔn)確地體現(xiàn)含水飽和度變化以及蒸汽驅(qū)不同時(shí)刻不同層位含汽飽和度變化等，能夠滿足油藏?cái)?shù)值模擬的需要。模型中相滲曲線和黏溫曲線等都參照排601北區(qū)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行設(shè)置。

1.1.2 參數(shù)敏感性分析

井組汽竄影響因素主要是地質(zhì)因素和開發(fā)因素[6-7]，研究滲透率、含油飽和度、注汽速度、注汽溫度和注汽干度5個因素對汽竄時(shí)間、熱侵體積的影響[8-9]。

(1) 滲透率的影響。滲透率分別設(shè)置為3 000×10-3、5 000×10-3、7 000×10-3、9 000×10-3μm2，模擬汽竄特征(表1)。由表1可知：蒸汽突破時(shí)間隨著滲透率的升高而減小，滲透率越高，滲透能力越強(qiáng)，越容易在注采井間形成熱連通，蒸汽突破時(shí)間變短；隨著滲透率的增大，熱侵體積相應(yīng)增大。

表1 滲透率、含油飽和度對汽竄時(shí)間、熱侵體積的影響

表2 注汽速度、溫度、干度對汽竄時(shí)間、熱侵體積的影響

(2) 含油飽和度的影響。含油飽和度分別設(shè)置為0.3、0.4、0.5、0.6，模擬汽竄特征(表1)。由表2可知，含油飽和度越高，汽竄時(shí)間越短，熱侵體積越小。其原因主要是地層條件下原油黏度高，原油流動性低，滲流阻力大，注入蒸汽推進(jìn)不均勻，汽竄容易發(fā)生，導(dǎo)致熱侵體積相應(yīng)減小。

(3) 注汽速度的影響。注汽速度分別設(shè)置為50、75、100、125 t/d，模擬汽竄特征(表2)。由表2可知：注汽強(qiáng)度越大，蒸汽腔越發(fā)育，溫度場越發(fā)育，注采井間生產(chǎn)壓差增大，流量增大，注入溫度和熱水更快到達(dá)生產(chǎn)井，汽竄時(shí)間變短，熱侵體積相應(yīng)增大。

(4) 注汽溫度。注汽溫度分別設(shè)置為250、275、300、325 ℃，模擬汽竄特征(表2)。由表2可知，注汽溫度越高，汽竄時(shí)間越長，汽竄越不容易發(fā)生。由不同溫度下汽竄時(shí)間可知，溫度的影響較小。溫度越高，熱侵體積越大，即對地層加熱作用越強(qiáng)。

(5) 注汽干度。注汽干度分別設(shè)置為0.2、0.4、0.6、0.8，模擬汽竄特征(表2)。由表1可知，注汽干度越高，注入蒸汽攜帶能量越大，對地層原油加熱降黏作用越強(qiáng)，蒸汽在注入井和生產(chǎn)井間熱連通、汽竄越快，汽竄時(shí)間縮短，相應(yīng)地層的熱侵體積增大。

1.2 蒸汽驅(qū)井組汽竄通道形成影響因素

(1) 井距的影響。為研究井距對蒸汽驅(qū)中汽竄的影響，建立了數(shù)值模型，中間設(shè)置一口生產(chǎn)井，兩側(cè)為注汽井，距生產(chǎn)井的距離分別為100、120 m。模擬表明，井距越小，越易發(fā)生汽竄。

(2) 儲層非均質(zhì)性的影響。排601北區(qū)平面滲透率分布不均勻，中部滲透率較高，為5 000×10-3～10 000×10-3μm2。建立油藏非均質(zhì)性對蒸汽驅(qū)汽竄影響的數(shù)值模型，設(shè)置高滲條帶滲透率為10 000×10-3μm2，其余滲透率為5 000×10-3μm2。模擬結(jié)果表明，儲層為非均質(zhì)的情況下，蒸汽容易沿著高滲段竄進(jìn)。

(3) 飽和度的影響。排601北區(qū)儲層為單層3段結(jié)構(gòu)，縱向含油飽和度分布不均勻，開發(fā)鉆井過程中水平段含油飽和度分布不均。注入蒸汽沿含油飽和度較低層段推進(jìn)，水平段吸汽不均，導(dǎo)致汽竄發(fā)生。建立P601-37、P601-39井鉆井軌跡及對應(yīng)飽和度分布數(shù)值模型，模擬可知飽和度對汽竄通道形成產(chǎn)生了影響，蒸汽沿著飽和度小的井段竄進(jìn)。

(4) 靶間距的影響。理論上兩井排間距離為100 m，由于造斜段等的存在，實(shí)際上水平井跟端靶點(diǎn)與趾端靶點(diǎn)的最短距離小于100 m。靶間距小的位置容易發(fā)生汽竄。

(5) 原油黏度的影響。原油黏度越高，越容易發(fā)生汽竄[10]。排601北區(qū)地下原油黏度為5×104～9×104mPa·s，原油可流動性低，易造成吸汽不均，發(fā)生汽竄。

1.3 汽竄通道模式分類

排601北區(qū)油層較薄且采取水平井單層開發(fā)，故忽略其縱向非均質(zhì)性，主要采用數(shù)值模擬方法對不同平面非均質(zhì)性情況下汽竄通道的形成和平面展布規(guī)律進(jìn)行研究。水平井蒸汽驅(qū)注采井間汽竄通道的平面展布可分為3種類型：側(cè)峰型、雙峰型和中間單峰型。

(1) 側(cè)峰型。不存在高滲透條帶或者飽和度特別低的均質(zhì)儲層，且注汽速度較低(通常小于100 m3/d)時(shí)汽竄通道在水平井跟端形成。不存在高滲透條帶或者飽和度特別低的非均質(zhì)儲層，若水平井跟端區(qū)域滲透率高于趾端，則汽竄通道會在跟端形成；反之，則在趾端形成。在注入蒸汽作用下，汽竄通道在平面上不斷擴(kuò)大，向水平段另一端逐漸推進(jìn)，將地層原油不斷驅(qū)替并攜帶出地面(圖1)。

圖1 側(cè)峰型汽竄通道平面展布

(2) 雙峰型。不存在高滲透條帶或者飽和度特別低的均質(zhì)儲層，在注入井注汽速度較高(通常大于100 m3/d)時(shí)，蒸汽沿水平井水平段跟端和趾端同時(shí)向生產(chǎn)井對應(yīng)端竄進(jìn)并形成汽竄。在注入蒸汽作用下，汽竄通道在平面上不斷從跟端、趾端向中間、邊部逐漸擴(kuò)大(圖2)。

圖2 雙峰型汽竄通道平面展布

(3) 中間單峰型。存在高滲透條帶或者飽和度較低的非均質(zhì)儲層，通常注入蒸汽會沿該對應(yīng)層位向生產(chǎn)井竄進(jìn)，形成汽竄通道。蒸汽沿水平井水平段中間的某個位置向生產(chǎn)井汽竄，在注入蒸汽的不斷作用下，汽竄通道在平面上不斷從中間向跟端和趾端逐漸擴(kuò)大(圖3)。

圖3 中間單峰型汽竄通道平面展布

2 現(xiàn)場應(yīng)用

排601北區(qū)于2012年8月轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，驅(qū)替階段時(shí)間短，截至2014年6月，受效井17口， 綜合含水高達(dá)94%，單井日產(chǎn)油量為3.1 t/d，油汽比僅為0.12，其中，6口生產(chǎn)井蒸汽突破。2014年10月，根據(jù)文中研究成果采取措施[11-20]。實(shí)施了“立足高溫、高液量、高含水”，“微汽竄采油[11]、間歇注汽試驗(yàn)[12]、氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)[13-14]、井組封竄治理[15]”等配套措施[21-29]的調(diào)整方案。截至2016年5月，綜合含水由93.5%下降至88.9%，日產(chǎn)油由45.9 t/d增至68.5 t/d，月度油汽比由0.12增加至0.27，開發(fā)效果得到明顯改善。

3 結(jié)論及認(rèn)識

(1) 總結(jié)了排601北區(qū)蒸汽驅(qū)水平井井組汽竄規(guī)律，提出了汽竄通道的3種模式：側(cè)峰型、雙峰型、中間單峰型。

(2) 排601北區(qū)蒸汽突破時(shí)間與滲透率、含油飽和度、注汽強(qiáng)度、注汽干度正相關(guān)，與注汽溫度負(fù)相關(guān)；熱侵體積與滲透率、注汽速度、注汽溫度、注汽干度正相關(guān)，與含油飽和度負(fù)相關(guān)。

(3) 排601北區(qū)蒸汽驅(qū)汽竄通道形成與儲層非均質(zhì)性、原油黏度正相關(guān)，與井距、靶間距、含油飽和度負(fù)相關(guān)。

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編輯 張耀星

20160602；改回日期：20160907

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05011-002)

楊元亮(1967-)，男，高級工程師，《特種油氣藏》編委，1990年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)石油地質(zhì)專業(yè)，2011年畢業(yè)于中國科學(xué)院礦物學(xué)、巖石學(xué)、礦床學(xué)專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣藏開發(fā)研究和管理工作，出版專著1部。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.015

TE345

A

1006-6535(2016)06-0068-04