稠油油藏蒸汽驅(qū)提高熱利用率研究

許 鑫，劉永建，尚 策，李 巍，孟 菊1,

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318；2.提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

蒸汽驅(qū)是目前在技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上比較成功的稠油油藏方式轉(zhuǎn)換開發(fā)技術(shù)之一[1]。儲(chǔ)層非均質(zhì)性及各生產(chǎn)井工作制度上的差異性造成位于髙滲透方向、高產(chǎn)量且注采井距小的生產(chǎn)井首先發(fā)生蒸汽突破現(xiàn)象[2-3]，油藏?zé)崂寐屎徒?jīng)濟(jì)性均無法得到有效保障。目前稠油油藏?zé)崂寐实挠?jì)算方法主要有威爾曼法[4]、馬克斯-蘭根海姆法[5]、沃格爾法[6]，這些方法普遍建立在活塞式推進(jìn)驅(qū)替模型的基礎(chǔ)上，僅考慮頂?shù)咨w層的熱損失，而忽略了凈毛比、含水飽和度、采注比等因素所產(chǎn)生的影響，使得熱效率的計(jì)算結(jié)果普遍偏低，不利于稠油蒸汽驅(qū)注采參數(shù)的控制以及后期開采方式的優(yōu)化調(diào)整[7]。通過采用油藏工程方法與數(shù)值模擬方法相結(jié)合的方式，對(duì)蒸汽驅(qū)熱效率的影響因素開展分析研究，確定各個(gè)因素對(duì)蒸汽驅(qū)不同階段所產(chǎn)生的影響，從而調(diào)整注采參數(shù)，對(duì)油藏工程設(shè)計(jì)進(jìn)一步優(yōu)化，提高蒸汽驅(qū)開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)性。

1 汽水分布規(guī)律

蒸汽驅(qū)驅(qū)油過程是通過向油藏中持續(xù)注入蒸汽，對(duì)油藏不斷加熱，從而降低原油黏度，使原油流至生產(chǎn)井底部而被采出。以遼河油田齊40塊為例，油藏埋深為-625～-1 050 m，平均孔隙度為31.5%，平均滲透率為2 062 mD， 50 ℃脫氣原油黏度為2 639 mPa·s。注入油藏中的蒸汽以高溫蒸汽和高溫?zé)崴?種介質(zhì)形式向周圍生產(chǎn)井波及。當(dāng)油藏壓力為2～3 MPa時(shí)，對(duì)應(yīng)的飽和蒸汽溫度為212～234 ℃，此時(shí)驅(qū)替介質(zhì)以高溫蒸汽狀態(tài)存在。物理模擬結(jié)果表明，當(dāng)溫度達(dá)到90 ℃且地下原油黏度低于50 mPa·s時(shí)，原油較易發(fā)生流動(dòng)，通過溫度反算，從而確定熱水波及的溫度為90 ℃～210 ℃。利用上述標(biāo)準(zhǔn)，可以判斷汽驅(qū)過程中汽水的空間分布。由于蒸汽驅(qū)油效率好于熱水驅(qū)油效率，需要確定蒸汽的注入干度[8]。

2 注入蒸汽干度計(jì)算

若使一個(gè)蒸汽驅(qū)油藏能夠達(dá)到最高采出程度，需要精確估算進(jìn)入至地層中的凈熱量(式1)，從而保證注入地層中蒸汽的干度(僅考慮進(jìn)入地層后的熱損失，不考慮地面管線和油套環(huán)空的熱損失)。

Q=Qo+Qw+Qg+Qn+QL

(1)

式中：Q為注入地層的熱量，kJ；Qo為原油的吸收的熱量，kJ；Qw為產(chǎn)出液中水吸收的熱量，kJ；Qg為巖石骨架吸收的熱量，kJ；QL為隔夾層吸收的熱量，kJ；Qn為頂?shù)咨w層吸收的熱量，kJ。

隨著油藏進(jìn)入開發(fā)后期，產(chǎn)出液含水率可達(dá)80%～90%，而此時(shí)地面管線、油套環(huán)空及隔夾層等的熱量損失在達(dá)到一定程度后會(huì)維持穩(wěn)定[10-11]。此時(shí)，通過控制產(chǎn)出液的熱損失可以有效地調(diào)整注入蒸汽的干度值[9]。因此，對(duì)不同注入干度下的產(chǎn)出液含水進(jìn)行分析，可等效為對(duì)熱損失進(jìn)行分析。

以遼河油田齊40塊為例。表1為不同蒸汽干度下的產(chǎn)出液含水率，由表1可知，注入的蒸汽干度越大，產(chǎn)出液的含水率越低；當(dāng)蒸汽干度大于0.7時(shí)，產(chǎn)出液的含水率基本保持不變。圖1為不同蒸汽干度下的熱損失，由圖1可知，當(dāng)干度為0.6～0.8時(shí)熱損失較小。綜上所述，熱利用率在注入蒸汽干度為0.8時(shí)達(dá)到最高值。

表1 不同蒸汽干度下的產(chǎn)出液含水率

圖1 不同蒸汽干度下熱損失變化

3 熱利用率影響因素分析

3.1 油藏條件

應(yīng)用油藏工程及數(shù)值模擬方法對(duì)影響熱利用率的地質(zhì)類因素展開研究。研究發(fā)現(xiàn)，其主要影響因素包括油藏埋深、油層厚度、含水飽和度、油藏壓力以及原油黏度。圖2為注入相同熱量時(shí)，含水飽和度分別為0.6、0.3時(shí)的數(shù)值模擬溫度場，由圖2可知，含水飽和度為0.3時(shí)的汽腔擴(kuò)展更好；注入相同熱量的情況下，含水飽和度越低，油層存儲(chǔ)的熱量越多。通過對(duì)不同飽和度進(jìn)行模擬計(jì)算可知，隨著含水飽和度的增加，油層熱利用率逐漸降低。

3.2 采注比

增加產(chǎn)液井?dāng)?shù)可以使液體牽引蒸汽波及，從而擴(kuò)大汽腔體積，增加油藏存熱，但產(chǎn)液量過高，因此，需要調(diào)整采注比。隨著采注比逐漸增加，油層的熱利用率逐漸增大，但過高的采注比會(huì)導(dǎo)致汽腔萎縮，無法達(dá)到擴(kuò)展汽腔波及范圍的目的，熱利用率降低。圖3為采注比分別為0.8、1.2和1.4時(shí)的溫度場。由圖3可知，采注比為0.8時(shí)，熱量主要集中在注汽井周圍，蒸汽腔的波及范圍較小，無法使井組中的角井受效；采注比為1.4時(shí)，汽腔發(fā)生萎縮現(xiàn)象，熱利用率降低；采注比為1.2時(shí)，蒸汽腔波及體積較大，生產(chǎn)井受效更好。同時(shí)，隨著井組產(chǎn)液量的增加，油藏壓力隨之降低。較低的油藏壓力可以促使蒸汽腔得到更快、更好地?cái)U(kuò)展。較快的蒸汽腔擴(kuò)展速度可以調(diào)高油藏采油速度，進(jìn)而提高油層的熱利用率。因此，確定采注比為1.2。

4 熱利用率計(jì)算

應(yīng)用CMG軟件中的CMOST模塊自主參數(shù)調(diào)整功能，輔助完成高精度歷史擬合并進(jìn)行敏感性分析，量化地質(zhì)參數(shù)開發(fā)參數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響權(quán)重，引入地層水、巖石骨架、隔夾層頻率等參數(shù)，對(duì)熱利用率公式進(jìn)行修正。同時(shí)結(jié)合多層蒸汽驅(qū)油藏特點(diǎn)及地質(zhì)類開發(fā)類因素對(duì)熱損失的影響，總結(jié)得到如下熱利用率計(jì)算公式：

圖2 不同含水飽和度條件下的溫度場

圖3 不同采注比對(duì)應(yīng)溫度場

(2)

Qo=AhρoCoSoφε(TS-TR)

(3)

Qw=AhρwCwφε(1-So)(TS-TR)

(4)

Qg=AhρgCgε(1-φ)(TS-TR)

(5)

(6)

Qn=AhρnCn(1-ε)(TS-TR)

(7)

式中：Eh為油層熱利用率 %；A為加熱面積，m2；h為加熱厚度，m；K為地層的滲透率，mD；C為壓縮系數(shù)；ρ為密度，g/cm3；TR為注入蒸汽后前熱表面溫度，℃；TS為注入蒸汽后油層溫度，℃；So為含油飽和度；ε為凈總厚度比；φ為孔隙度 %；t為持續(xù)時(shí)間，s；下標(biāo)o、w、g、L、n分別代表原油、地層水、巖石骨架、隔夾層、頂?shù)咨w層。

式(2)中產(chǎn)出液中的水均看作是地層水，但實(shí)際生產(chǎn)中，產(chǎn)出液中的水包括地層水和蒸汽無效循環(huán)所形成的水，二者吸收熱量不同，因此，引入含水飽和度的概念，對(duì)式(2)進(jìn)行修正。此外，由于油田開發(fā)后期，巖石骨架、隔夾層、頂?shù)咨w層的熱損失趨于定值，無需多次計(jì)算。綜上所述，將各量的值代入式(2)中，并對(duì)其進(jìn)行簡化和修正。

(8)

(9)

(10)

(11)

式中：Vw為產(chǎn)出液中水的體積；Vo為原油體積；fw為含水飽和度；ηpro為產(chǎn)出液中水所攜帶的熱量百分比。

應(yīng)用修正過的熱利用率計(jì)算公式，可快速計(jì)算得到油層熱利用率，結(jié)合本文所給出的熱利用率修正公式對(duì)杜229塊油藏蒸汽驅(qū)不同階段的熱利用進(jìn)行計(jì)算(圖4)。由圖4可知，未經(jīng)修正過的油層熱利用率值相較于修正后的值普遍偏低近10個(gè)百分點(diǎn)，且剝蝕階段的熱利用率較低，這就直接影響到后期蒸汽驅(qū)注采參數(shù)的調(diào)控，亟待采取措施進(jìn)行調(diào)整。

5 現(xiàn)場實(shí)踐

杜229塊興隆臺(tái)油層縱向上呈層狀分布，以中—厚互層狀為主。儲(chǔ)層巖性為中—細(xì)砂巖、砂礫巖和礫巖；儲(chǔ)層物性較好，孔隙度一般為28.1%～33.5%，滲透率為920～2 050 mD，為高孔、高滲儲(chǔ)層。

圖4 不同驅(qū)替階段油層熱利用率變化曲線

興隆臺(tái)油層原油密度大、黏度高，地面20 ℃脫氣原油密度為1.005～1.010 g/cm3，50 ℃原油黏度為53 450～72 340 mPa·s。

由于杜229塊存在原油黏度過大、汽驅(qū)所需驅(qū)動(dòng)力高等問題，需對(duì)油藏進(jìn)行整體預(yù)熱[13-15]。因此，需要針對(duì)杜229塊轉(zhuǎn)驅(qū)前生產(chǎn)階段及蒸汽驅(qū)熱連通階段分別設(shè)計(jì)。根據(jù)蒸汽驅(qū)注入熱量計(jì)算及生產(chǎn)階段劃分，考慮不同開發(fā)階段熱利用率主要控制因素的不同，應(yīng)用修正過的熱利用率計(jì)算公式進(jìn)行針對(duì)性設(shè)計(jì)。利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)繪制黏溫曲線，應(yīng)用數(shù)值模擬對(duì)不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)溫度、壓力場圖進(jìn)行預(yù)測，認(rèn)為在整體吞吐預(yù)熱3個(gè)周期后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)會(huì)取得較好效果[16-17]。

研究發(fā)現(xiàn)，采用優(yōu)化后注汽干度為0.8及采注比為1.2的條件下，剝蝕階段降注后，雖然油層熱利用率提高，但開發(fā)效果變差，降注比例大于15%后，采出程度大幅下降。因此，降注量應(yīng)不大于15%，既可以保證較好的開發(fā)效果，又保證了汽驅(qū)開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。

此外，通過對(duì)不同開發(fā)階段采取不同技術(shù)手段，可有效提高蒸汽驅(qū)開發(fā)過程中的熱利用率：轉(zhuǎn)驅(qū)前設(shè)計(jì)及熱連通階段，應(yīng)選層選段汽驅(qū)，整體預(yù)熱；驅(qū)替階段，采用多井點(diǎn)采液，可在平面上有效擴(kuò)大波及體積；突破階段，選擇性注采可以提高縱向動(dòng)用程度，降低無效循環(huán)；剝蝕調(diào)整階段，通過合理降注可有效降低蒸汽無效循環(huán)量。采用上述各開發(fā)階段技術(shù)方法后，杜229塊13-025井組的日產(chǎn)油量由17 t/d上升至25 t/d，增產(chǎn)效果顯著。

6 結(jié) 論

(1) 產(chǎn)出液含水率是油層熱利用率的主要決定因素，注入蒸汽干度在汽驅(qū)開發(fā)效果中起主要作用。

(2) 結(jié)合汽驅(qū)不同開發(fā)階段的特點(diǎn)，對(duì)注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，確定最佳采注比為1.2。

(3) 在分析熱利用率的影響因素的基礎(chǔ)上，修正熱利用率計(jì)算公式，未經(jīng)修正過的油層熱利用率值較修正后的值普遍偏低近10個(gè)百分點(diǎn)。

(4) 實(shí)例應(yīng)用表明，采用注汽干度為0.8、采注比為1.2、降注量為15%的操作參數(shù)和對(duì)不同開發(fā)階段采取不同技術(shù)手段，杜229塊13-025井組的日產(chǎn)油量從17 t/d上升至25 t/d，增產(chǎn)效果顯著。