水平井蒸汽驅(qū)相帶發(fā)育特征及影響因素

楊李杰, 張雷, 潘廣明, 屈繼峰, 李浩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300452)

蒸汽驅(qū)作為稠油油藏提高采收率的主要手段之一已在中外進(jìn)行了大規(guī)模的現(xiàn)場實(shí)踐,多數(shù)案例證實(shí)了其增產(chǎn)效果顯著[1-3]。渤海油田稠油儲(chǔ)量資源豐富[4-6],吞吐后技術(shù)采收率僅為15%～25%[7]。為探索吞吐后提高采收率技術(shù)方向,增加稠油開發(fā)技術(shù)儲(chǔ)備,N油田積極借鑒中外熱采礦場經(jīng)驗(yàn),開展了海上首個(gè)蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。陸地遼河、新疆等稠油油田經(jīng)多年探索,厚儲(chǔ)層、定向井、小井距蒸汽驅(qū)開發(fā)模式已經(jīng)相對成熟[8-10],而海上油田由于經(jīng)濟(jì)成本、油藏條件、開發(fā)歷史等條件制約,蒸汽驅(qū)試驗(yàn)受到諸多限制,凸顯出儲(chǔ)層薄、水平井開發(fā)、井距大的三大特點(diǎn),這與已有的蒸汽驅(qū)開發(fā)條件背道而馳,且目前對這種條件下的蒸汽驅(qū)研究與實(shí)踐尚少[11-14],亟須開展相應(yīng)研究以進(jìn)一步認(rèn)識試驗(yàn)區(qū)開發(fā)特征。為此,立足于稠油注蒸汽熱采開發(fā)中的關(guān)鍵衡量因素——油汽水相帶分布,從受力分析和能量損耗的角度對比分析了直井與水平井的流體運(yùn)移規(guī)律與相態(tài)變化,結(jié)合數(shù)值模擬方法,進(jìn)一步刻畫了水平井蒸汽驅(qū)相帶分布特征。利用無因次線性回歸法確立影響相帶發(fā)育的主控因素,并對試驗(yàn)區(qū)方案設(shè)計(jì)與實(shí)施進(jìn)展進(jìn)行了總結(jié)回顧,研究成果為渤海類似稠油油田的熱采高效開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 海上蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)概況

N油田蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于渤海灣石臼坨凸起西南端,開發(fā)目的層為明化鎮(zhèn)組下段,屬于高彎度曲流河沉積。油藏平均埋深900 m,砂體有效厚度6～10 m,平均孔隙度為32.8%,平均滲透率為1 664 mD,呈現(xiàn)高孔高滲特征。地面原油密度(20 ℃)為0.964～0.978 g/cm3,地面原油黏度(50 ℃)為1 202～2 134 mPa·s,地層原油黏度為426～674 mPa·s。原始地層壓力9.5 MPa,原始地層溫度56 ℃。2010—2017年,試驗(yàn)區(qū)完成了三輪次多元熱流體吞吐,累產(chǎn)油56×104t,階段采出程度22%,地層壓力由9.5 MPa下降到5.1 MPa。隨著吞吐輪次增加,能量虧空導(dǎo)致后續(xù)吞吐產(chǎn)能低、經(jīng)濟(jì)性差。通過對比陸上油田轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn),認(rèn)為試驗(yàn)區(qū)油藏動(dòng)靜態(tài)參數(shù)達(dá)到實(shí)施條件。結(jié)合老井側(cè)鉆方式與熱采完井技術(shù),2020年在試驗(yàn)區(qū)構(gòu)建起一個(gè)不規(guī)則反七點(diǎn)蒸汽驅(qū)注采井組(圖1),以水平井開發(fā)為主,注采井距為250～450 m。

圖1 蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)井位圖Fig.1 Well location map of steam flooding pilot test area

2 薄層水平井蒸汽驅(qū)相帶發(fā)育特征

在典型厚層直井小井距蒸汽驅(qū)開發(fā)實(shí)踐中,根據(jù)注采井間流體飽和度差異,常將儲(chǔ)層流體劃分為蒸汽帶、熱水帶、冷油帶,相帶間以蒸汽前緣和熱水前緣相隔,總體上呈現(xiàn)出“三相帶兩前緣”的分布特征[15-20],如圖2所示。目前采用水平井注-水平井采的蒸汽驅(qū)開發(fā)案例尚且較少,其相帶發(fā)育認(rèn)識仍然借鑒直井,具有一定局限性。

2.1 蒸汽驅(qū)油、汽、水運(yùn)移規(guī)律

相帶分布是不同流體運(yùn)移差異與相態(tài)變化的結(jié)果。流體受到的合力決定其運(yùn)移規(guī)律,研究表明,采用蒸汽驅(qū)開發(fā)高滲透砂巖油藏時(shí),油、汽、水主要受到壓力梯度、重力、浮力、毛管壓力以及黏滯力的影響[21]。在縱向上,汽液密度差總是促使著汽向上超覆,液向下累積的分布結(jié)果,即重力分異現(xiàn)象;在平面上,注采井間壓力梯度是驅(qū)替的主要?jiǎng)恿?毛管力和黏滯力是驅(qū)替的阻力。熱量傳遞與損耗決定了蒸汽驅(qū)相態(tài)變化規(guī)律。頂?shù)咨w層熱損失、蒸汽沿程熱量釋放、采出液攜熱等都會(huì)造成熱量變化。以典型厚層稠油油藏采用直井小井距蒸汽驅(qū)開發(fā)為例,如圖3所示,蒸汽在浮力影響下迅速向上超覆,由于儲(chǔ)層厚度大,蒸汽在縱向上有足夠的擴(kuò)展空間,與頂部接觸面積也較小,熱損失相應(yīng)較低。當(dāng)井距較小時(shí)(70～100 m),注采井間壓力梯度較大,受熱降黏后的原油以及蒸汽冷凝形成的水能夠迅速地被采油井采出,同時(shí)正促進(jìn)蒸汽腔擴(kuò)展,油、汽、水的分布復(fù)合傳統(tǒng)的相帶認(rèn)識。

Fb為浮力;Fd為驅(qū)替力;Fmn為毛管力和黏滯力;G為重力;Fi為合力;紅色箭頭代表蒸汽運(yùn)移方向;藍(lán)色箭頭代表冷凝水運(yùn)移方向圖3 厚層直井小井距蒸汽驅(qū)受力分析與流體分布Fig.3 Force analysis and fluid distribution of vertical-well steam flooding with small well spacing in thick reservoir

在薄層水平井大井距蒸汽驅(qū)開發(fā)中,與直井的平面徑向流滲流特征相比,盡管有特殊的垂直徑向流存在,從水平井下方孔眼噴射出的蒸汽克服垂向附加力后,在浮力作用主導(dǎo)下仍然趨向于朝蓋層發(fā)生超覆,造成儲(chǔ)層下部蒸汽量供給不足,更容易發(fā)生冷凝。由于儲(chǔ)層厚度薄,蒸汽抵達(dá)蓋層所需時(shí)間短,后續(xù)與蓋層接觸面積大,熱損失相應(yīng)越大。當(dāng)注采井距較大,在遠(yuǎn)離注汽井的油層內(nèi)部,壓力梯度已經(jīng)不足0.01 MPa/m,導(dǎo)致驅(qū)替動(dòng)力不足,垂直方向的浮力和重力開始占據(jù)主導(dǎo)地位,如圖4所示,合力向豎直方向偏轉(zhuǎn)。與此同時(shí),釋放潛熱后的蒸汽在向采油井運(yùn)移過程中不斷發(fā)生冷凝,由于冷凝水的密度最大,容易積蓄在儲(chǔ)層底部形成新的熱水帶。與傳統(tǒng)直井蒸汽驅(qū)分布相比較,這種儲(chǔ)層、開發(fā)條件下的蒸汽驅(qū)具有明顯的“四相帶三前緣”特征。

Fb為浮力;Fd為驅(qū)替力;Fmn為毛管力和黏滯力;G為重力;Ff為垂向附加力;Fi為合力圖4 薄層水平井大井距蒸汽驅(qū)受力分析與流體分布Fig.4 Force analysis and fluid distribution of horizontal-well steam flooding with large well spacing in thin reservoir

2.2 “四相帶三前緣”分布的數(shù)值模擬表征

為進(jìn)一步刻畫薄層水平井大井距蒸汽驅(qū)開發(fā)中各流體相帶的分布情況,利用CMG軟件STARS模塊進(jìn)行數(shù)值模擬表征。

2.2.1 模型建立

以試驗(yàn)區(qū)油藏條件為依據(jù)(表1),建立水平井蒸汽驅(qū)的理論模型,如圖5所示。在研究分析平面相帶分布規(guī)律時(shí),采用典型1注1采井網(wǎng)便于精細(xì)刻畫流體運(yùn)移軌跡;在研究分析剖面相帶分布規(guī)律時(shí),采用1注2采井網(wǎng),將K方向網(wǎng)格進(jìn)行加密,便于放大注采井間各個(gè)流體相帶的分布差異。開發(fā)初期設(shè)置3輪次的蒸汽吞吐開發(fā),地層壓力下降至5 MPa時(shí)轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū),注熱參數(shù)與生產(chǎn)制度均與試驗(yàn)區(qū)實(shí)際保持一致。

表1 數(shù)值模型主要參數(shù)及取值Table 1 Main parameters and values of the model

圖5 模型三維及二維剖面視圖Fig.5 3D and 2D profile views of the model

2.2.2 平面/縱向溫度場及三相飽和度場

從數(shù)值模擬結(jié)果文件中輸出了不同開發(fā)時(shí)間下的平面溫度場和三相飽和度場(圖6)。對比溫度值與飽和度值可以發(fā)現(xiàn):在蒸汽驅(qū)初期(0.5年),高溫場集中在注汽井井點(diǎn)未發(fā)生擴(kuò)展,而井周含水飽和度已明顯變化(數(shù)值范圍0.3～0.6),說明由于原始地層溫度較低,蒸汽進(jìn)入地層發(fā)生熱量交換后迅速冷凝成為熱(冷)水,此時(shí)水油流度比較大,導(dǎo)致水前緣推進(jìn)速度較快。隨著蒸汽持續(xù)注入(2年),溫度場逐漸發(fā)育擴(kuò)展,井周含汽飽和度明顯升高(數(shù)值范圍0.2～0.4),說明蒸汽腔逐漸成型,而此時(shí)冷凝水已波及至采油井,即發(fā)生見水,對比溫度場和飽和度場,可以很定性判斷出熱水帶范圍,此時(shí)在平面上形成了傳統(tǒng)的“蒸汽帶-熱水帶-冷油帶”的三相帶特征。當(dāng)高溫前緣抵達(dá)采油井,注采井間儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)真正全面熱連通時(shí)(3.5年),蒸汽帶才剛剛抵達(dá)1/2井距處,說明在蒸汽驅(qū)開發(fā)的前中期,前緣加熱介質(zhì)以熱水為主,具有高熱焓值的蒸汽在后方對原油進(jìn)行更為徹底的二次驅(qū)替。

Sg為含汽飽和度;Sw為含水飽和度;So為含油飽和度圖6 平面溫度場和三相飽和度場圖Fig.6 Temperature field and three-phase saturation field on the horizontal profile

圖7為縱向剖面上的溫度場和三相飽和度場。在蒸汽驅(qū)初期(1年),由于蒸汽迅速超覆至儲(chǔ)層頂部,對應(yīng)垂直水平井段方向初步形成高溫剖面,而儲(chǔ)層底部含水飽和度已明顯發(fā)生變化(數(shù)值0.3～0.5)。隨著蒸汽的持續(xù)注入(1.5年),蒸汽帶逐步發(fā)育成型,位于正下方的熱水帶含水飽和度逐漸升高(數(shù)值達(dá)到0.7以上)。當(dāng)注入蒸汽達(dá)到2年時(shí),隨著蒸汽熱量的傳遞,儲(chǔ)層上部蒸汽帶前緣冷凝作用明顯,含汽飽和度下降,熱水帶區(qū)域相應(yīng)變大,形成了蒸汽帶-熱水帶-冷油帶、蒸汽前緣-熱水前緣的三相帶兩前緣特征;而儲(chǔ)層下部熱水帶含水飽和度也逐漸升高,對應(yīng)區(qū)域溫度值達(dá)到240 ℃以上,形成了熱水帶-冷油帶、熱水前緣兩相帶一前緣特征。綜合儲(chǔ)層上下部,薄層水平井大井距蒸汽驅(qū)相帶分布符合“四相帶三前緣”特征。

Sg為含汽飽和度;Sw為含水飽和度;So為含油飽和度圖7 縱向溫度場和三相飽和度場圖Fig.7 Temperature field and three-phase saturation field in the longitudinal profile

3 蒸汽驅(qū)相帶發(fā)育影響因素

3.1 不同影響因素下的相帶發(fā)育

針對試驗(yàn)區(qū)蒸汽驅(qū)開發(fā)特點(diǎn),在已建立模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行相帶發(fā)育影響因素研究,以不同蒸汽干度、儲(chǔ)層厚度、注采井距為例,分別輸出對應(yīng)的三相飽和度場進(jìn)行分析。

3.1.1 蒸汽干度

圖8(d)～圖8(f)為蒸汽驅(qū)不同蒸汽干度下的三相飽和度場圖,為方便對比均選取相同時(shí)刻。當(dāng)蒸汽井底干度為0.3時(shí),薄層水平井大井距蒸汽驅(qū)不能有效形成蒸汽帶,儲(chǔ)層中下部以熱水帶驅(qū)油為主,中上部波及差。當(dāng)蒸汽干度達(dá)到0.5時(shí),呈現(xiàn)出明顯的四相帶分布特征。隨著蒸汽干度進(jìn)一步提高(達(dá)到0.8),儲(chǔ)層中上部蒸汽帶范圍變大,底部熱水帶范圍明顯變小,加熱介質(zhì)以高溫蒸汽為主,驅(qū)替效率相應(yīng)提高。

3.1.2 儲(chǔ)層厚度

圖8(a)～圖8(c)為蒸汽驅(qū)不同儲(chǔ)層厚度下的三相飽和度場圖。當(dāng)儲(chǔ)層厚度較小時(shí),蒸汽能夠迅速超覆至儲(chǔ)層頂部,且與蓋層的接觸面積較大,熱損失現(xiàn)象嚴(yán)重,底部迅速形成熱水帶,對比相同時(shí)刻下儲(chǔ)層厚度為15 m的場圖[圖8(f)]可以看出,前期蒸汽由于在縱向上有足夠的擴(kuò)展空間,與蓋層接觸面積小,冷凝作用不明顯,儲(chǔ)層下部基本上沒有形成熱水帶,隨著開發(fā)時(shí)間延長,底部熱水帶始終未竄流至采油井,蒸汽驅(qū)整體的驅(qū)油效果較好。

3.1.3 注采井距

圖8(g)～圖8(i)為蒸汽驅(qū)不同注采井距下的三相飽和度場圖。在汽驅(qū)早期,不同井距下的相帶發(fā)育情況基本一致。隨著蒸汽不斷注入,可以發(fā)現(xiàn)井距越大,儲(chǔ)層上部蒸汽帶中含汽飽和度逐漸降低,即冷凝現(xiàn)象越明顯,儲(chǔ)層底部熱水帶范圍相應(yīng)變大。當(dāng)井距達(dá)到300 m時(shí),由于注采井間壓力梯度小,驅(qū)替動(dòng)力不足,導(dǎo)致儲(chǔ)層底部熱水帶無法高效排出,儲(chǔ)層頂部蒸汽帶發(fā)育遲緩。

3.2 主控因素分析

結(jié)合中外蒸汽驅(qū)理論研究與礦場實(shí)踐成果[22-23],統(tǒng)計(jì)影響蒸汽驅(qū)開發(fā)的主要因素有儲(chǔ)層厚度、注采井距、轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力、蒸汽井底干度、采注比以及儲(chǔ)層傾角,而相帶發(fā)育與開發(fā)效果具有直接相關(guān)性,因此在上述主要影響因素中研究相帶主控因素,各因素參數(shù)取值如表2所示。

表2 影響因素參數(shù)及取值Table 2 Parameters and values of influencing factors

由于無法用統(tǒng)一的變量來定量描述每個(gè)相帶發(fā)育的變化,通過與常規(guī)定向井蒸汽驅(qū)的串聯(lián)式相帶分布相比較,新的相帶分布認(rèn)識將儲(chǔ)層上下部簡化為蒸汽驅(qū)與熱水驅(qū),且具有并聯(lián)驅(qū)替特征。上部蒸汽驅(qū)等效流度比小于1,熱前緣可以穩(wěn)定推進(jìn);下部熱水驅(qū)等效流度比一般大于3,熱前緣不能穩(wěn)定推進(jìn)。因此前緣推進(jìn)差異性是培育相帶的核心,引入超覆凝析因子M作為評價(jià)指標(biāo)。如圖9所示。SS和SH分別為蒸汽帶與熱水帶面積,可見M值越大,蒸汽帶相對于熱水帶擴(kuò)展發(fā)育越好,對原油的驅(qū)替效果更優(yōu)。

Lsteam為蒸汽帶前緣;Lwater為熱水帶前緣圖9 超覆凝析因子示意圖Fig.9 Schematic diagram of overlap condensate factor

在研究確定主控因素時(shí),選用無因次線性回歸分析方法[24]。首先通過單因素分析法計(jì)算出各個(gè)參數(shù)(自變量)在5個(gè)不同取值下的超覆凝析因子M(因變量)。然后分別對自變量和因變量進(jìn)行無因次化:以各參數(shù)的最小取值作為基準(zhǔn)值,其余各取值均除以基準(zhǔn)值實(shí)現(xiàn)無因次,相對應(yīng)的超覆凝析因子M做上述同樣處理,如此分別得到參數(shù)變化倍數(shù)與M變化倍數(shù)。最后對這兩個(gè)倍數(shù)關(guān)系進(jìn)行線性回歸,得到各參數(shù)的擬合曲線如圖10所示。

圖10 因子M變化倍數(shù)與參數(shù)變化倍數(shù)的關(guān)系圖Fig.10 Relationship between M change multiple and parameter change multiple

統(tǒng)計(jì)各回歸曲線對應(yīng)的擬合公式、線性相關(guān)系數(shù)和斜率如表3所示。

表3 各參數(shù)變化倍數(shù)與M變化倍數(shù)擬合公式Table 3 Fitting formation for M change multiple and parameter change multiple

從各擬合公式的相關(guān)曲線(表3)可以看出,各個(gè)因素與M的線性回歸情況均較好,符合線性關(guān)系,故曲線斜率可以代表因變量隨自變量的變化速度,即斜率越大說明該因素的影響程度越大。各參數(shù)對M的影響程度排序?yàn)?轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力>蒸汽井底干度>注采井距>儲(chǔ)層厚度>儲(chǔ)層傾角>采注比,故影響相帶分布的主控因素為轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力與蒸汽井底干度。

4 成果應(yīng)用

先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施以來,各井受效差異明顯。位于構(gòu)造低部位的B6、B7井流溫最先上升,含水逐步上升;位于高部位的B3、B4井產(chǎn)液能力明顯提高,而含水基本無變化(圖1)。從相帶分布規(guī)律來看,在重力作用下,熱水帶更容易向低部位流動(dòng),相反蒸汽帶向高部位超覆。在該認(rèn)識指導(dǎo)下,試驗(yàn)區(qū)開展了18井次產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整措施,截至目前已累積注入蒸汽18×104t,階段累產(chǎn)油超20×104t,階段累增油超6×104t,累積增油油汽比達(dá)到0.4,對比陸上蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)同期生產(chǎn)指標(biāo),認(rèn)為本蒸汽驅(qū)試驗(yàn)初期取得了較好成效。這也證實(shí)方案中地層壓力下降至5 MPa時(shí)實(shí)施轉(zhuǎn)驅(qū),以及及時(shí)更換蒸汽鍋爐以提高注熱干度的設(shè)計(jì)有利于蒸汽帶發(fā)育擴(kuò)展。

5 結(jié)論

(1)在N油田薄層水平井大井距蒸汽驅(qū)試驗(yàn)中,水平井特有的垂直徑向流滲流特征、儲(chǔ)層薄造成的熱損失問題、大井距導(dǎo)致驅(qū)替壓力梯度低問題綜合導(dǎo)致了蒸汽冷凝現(xiàn)象更加明顯,受重力作用影響,冷凝水容易積蓄至儲(chǔ)層底部。

(2)基于常規(guī)定向井蒸汽驅(qū)的“三相帶兩前緣”特征,采用數(shù)值模擬方法從平面和剖面兩個(gè)維度對相帶分布進(jìn)行了精細(xì)刻畫,創(chuàng)新提出了水平井“四相帶三前緣”新認(rèn)識。

(3)不同蒸汽干度、儲(chǔ)層厚度、注采井距下蒸汽驅(qū)“四相帶三前緣”分布特征均有一定程度變化。引入超覆凝析因子M作為評價(jià)指標(biāo),采用無因次線性回歸方法確定了影響相帶分布的主控因素為轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力與蒸汽井底干度。

(4)相帶分布規(guī)律在一定程度上解釋了試驗(yàn)區(qū)油井見效差異,但仍需結(jié)合儲(chǔ)層連通性等因素進(jìn)一步完善試驗(yàn)區(qū)流場調(diào)控研究,為渤海同類型油田轉(zhuǎn)驅(qū)方案設(shè)計(jì)提供經(jīng)驗(yàn)借鑒。