胡 濱，賴令彬

(1.中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249;2.中國(guó)石油規(guī)劃計(jì)劃部，北京 100007; 3.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

高傾斜稠油油藏蒸汽驅(qū)延緩?fù)黄茣r(shí)間方法研究

胡 濱1，2，賴令彬3

(1.中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249;2.中國(guó)石油規(guī)劃計(jì)劃部，北京 100007; 3.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

高傾斜油層注采單元的高部位生產(chǎn)井容易率先突破，提前進(jìn)入汽竄階段，不利于低部位油層的開采。通過研究多孔介質(zhì)內(nèi)蒸汽的受力情況及注采井間蒸汽的滲流速度，根據(jù)注采井間瞬時(shí)滲流速度相等、平均速度與井距成比例的關(guān)系，提出注采單元高、低部位生產(chǎn)井合理配產(chǎn)量及合理注采井距的計(jì)算方法。結(jié)果表明:注采井附近區(qū)域的蒸汽滲流速度受傾角影響較小，但中間區(qū)域隨著傾角的增大，高、低部位距注汽井相同位置處滲流速度比增大，當(dāng)儲(chǔ)層傾角為30°時(shí)，滲流速度比值可達(dá)到11。CMG模擬表明，產(chǎn)量及注采井距的調(diào)整可有效延緩高部位生產(chǎn)井的突破時(shí)間，有利于井組內(nèi)低部位油層的開采。

高傾斜;稠油油藏;蒸汽驅(qū);蒸汽突破;合理配產(chǎn);注采井距

0 引言

油藏蒸汽驅(qū)注采井網(wǎng)及產(chǎn)量的配置直接影響到油田開發(fā)效果［1-6］。目前，蒸汽驅(qū)通常采用的井網(wǎng)形狀有五點(diǎn)法、反七點(diǎn)法、反九點(diǎn)法及反十三點(diǎn)法等［2-7］，趙洪巖、許心偉等［2-13］根據(jù)油藏物性參數(shù)及單井采液能力給出了不同井網(wǎng)下的注采井距及配產(chǎn)量，但這些井網(wǎng)井距及配產(chǎn)量通常適用于無傾角或者傾角很小的油藏。K.C.Hong［7］提出在大傾角油層采用行列注采井網(wǎng)，但仍是等井距等配產(chǎn)量生產(chǎn)方式。受蒸汽超覆影響，高、低部位蒸汽分布與滲流速度存在較大的差異性，導(dǎo)致高部位生產(chǎn)井先突破，提前進(jìn)入汽竄階段。蒸汽優(yōu)先向高部位方向運(yùn)移，不利于低部位油層的開采［8-13］，因此，大傾角油層不適應(yīng)等注采井距或等配產(chǎn)量的生產(chǎn)方式。

1 傾斜油層蒸汽運(yùn)移特征

傾斜油藏高滲透率砂巖儲(chǔ)層中注入蒸汽主要受到3種力的作用［2］:注采壓力梯度、油汽密度差異產(chǎn)生的浮力、界面張力產(chǎn)生的毛管力(圖1)。受蒸汽超覆的影響，蒸汽易沿高、低部位生產(chǎn)井方向運(yùn)移，流動(dòng)能力取決于高、低部位方向壓力梯度的大小［1］。

圖1 高、低部位蒸汽受力分析

沿油層高部位方向蒸汽所受的合力為［1］:

式中:Fup為沿油層高部位方向蒸汽所受合力，MPa/cm;(dp/dl)up為沿油層高部位方向壓力梯度，MPa/cm;ρo為油的密度，g/cm3;ρg為蒸汽的密度，g/cm3;g為重力加速度，m/s2;α為儲(chǔ)層傾角，(°);σ為界面張力，N/m;θ為接觸角，(°);rp為孔隙半徑，mm。

沿油層低部位方向蒸汽所受的合力為:

式中:Fdown為沿油層低部位方向蒸汽所受的合力，MPa/cm;(dp/dl)down為沿油層低部位方向壓力梯度，MPa/cm。

根據(jù)達(dá)西定律，蒸汽在浮力、毛管力、壓力梯度作用下，沿油層高部位方向滲流速度為:

式中:vupg為沿油層高部位方向滲流速度，cm/s;K為絕對(duì)滲透率，μm2;Krg為氣相相對(duì)滲透率;μg為蒸汽黏度，mPa·s;

沿油層低部位方向的滲流速度為:

在高、低部位距注汽井相同位置處滲流速度的比值為:

由式(5)可知，當(dāng)儲(chǔ)層傾角α增大，F(xiàn)增大，距注汽井相同位置處滲流速度差異性增強(qiáng)。結(jié)合遼河油田某區(qū)塊實(shí)際數(shù)據(jù)，繪制高、低部位不同傾角蒸汽滲流速度比值的變化曲線(圖2)。

圖2 不同傾角下蒸汽滲流速度比值

由圖2可知，在距注汽井20 m區(qū)域內(nèi)，傾角對(duì)滲流速度比值幾乎沒有影響;在距注汽井20～80 m區(qū)域內(nèi)，隨著傾角的增大，高、低部位蒸汽滲流速度比值越來越大，當(dāng)儲(chǔ)層傾角為30°時(shí)，滲流速度比值高達(dá)11。在高、低部位井距和配產(chǎn)量都相同的情況下，蒸汽沿高、低部位滲流速度差異較大，高部位蒸汽滲流速度明顯快于低部位，高部位生產(chǎn)井率先突破，不利于井組內(nèi)低部位油層的開采。

2 延緩蒸汽突破調(diào)整方法

2.1 生產(chǎn)井配產(chǎn)量的調(diào)整

蒸汽驅(qū)過程中，適當(dāng)降低井組內(nèi)高部位生產(chǎn)井配產(chǎn)量或增加低部位生產(chǎn)井配產(chǎn)量，使低部位沿油層方向壓力梯度大于高部位，有利于蒸汽沿低部位方向的流動(dòng)，提高低部位油層的蒸汽波及范圍，使高、低部位生產(chǎn)井盡可能同時(shí)突破。

在高、低部位生產(chǎn)井距注汽井距離相等時(shí)，若高、低部位蒸汽滲流速度相等，則可使蒸汽同時(shí)到達(dá)生產(chǎn)井井底。設(shè)高、低部位到注汽井的距離為r，瞬時(shí)滲流速度相等，即:

將式(3)、(4)帶入式(6)，假設(shè)高、低部位的滲透率、儲(chǔ)層厚度等相同，則

高部位配產(chǎn)量為Q1up，低部位配產(chǎn)量為Q1down，則r處高低部位配產(chǎn)量關(guān)系式:

式中:h為油層厚度，m。

為利用瞬時(shí)高、低部位配產(chǎn)量之差，對(duì)式(8)等式右邊在0～L積分取平均，得出平均高、低部位配產(chǎn)量之差:

式中:L為注采井間距離，m;μ為流體黏度，mPa·s。

為保持注采比及地層壓力，需保證配產(chǎn)量之和不變，即:

式中:c1為配產(chǎn)量之和，cm3/s。

綜合式(9)、(10)可求出Q1up和Q1down。該方法可以有效調(diào)節(jié)高、低部位井突破時(shí)間。

2.2 高、低部位井距的調(diào)整

當(dāng)高、低部位井配產(chǎn)量相同時(shí)，如果注汽井與高、低部位生產(chǎn)井的井距相同，在重力超覆作用下，蒸汽易于向高部位方向擴(kuò)散，導(dǎo)致高部位生產(chǎn)井提前突破，而低部位生產(chǎn)井見效遲，產(chǎn)出少，熱效率低。因此，適當(dāng)下移注汽井位置，在運(yùn)移速度不同的情況下，可使蒸汽同時(shí)到達(dá)生產(chǎn)井井底。

設(shè)高部位生產(chǎn)井與注氣井距離為l1，低部位生產(chǎn)井與注氣井距離為l2，蒸汽運(yùn)移到井底的時(shí)間相同。高、低部位的蒸汽在注采井間的平均速度分別為:

相同時(shí)間內(nèi)蒸汽運(yùn)移到生產(chǎn)井井底，則高、低部位平均滲流速度比值等于井距的比值:

調(diào)整前后井距之和不變，即:

式中:c2為井距之和，m。

由式(13)、(14)可以求得l1、l2的值。

3 實(shí)例分析

3.1 實(shí)例數(shù)據(jù)

遼河油田齊40塊稠油油藏某油層中深為810 m，構(gòu)造面積為8.5 km2。1987年以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，2006年底實(shí)行工業(yè)化轉(zhuǎn)驅(qū)。區(qū)塊A單元井組A-1為反九點(diǎn)井網(wǎng)，邊井井距為70 m，角井井距為100 m，地層傾角15°，2007年1月轉(zhuǎn)驅(qū)。儲(chǔ)層原油體積系數(shù)為1.061，轉(zhuǎn)驅(qū)前含油飽和度為0.50～0.55，溶解氣油比為 20 m3/t，孔隙度為32.6%，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力為1～2 MPa，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層溫度為50℃，注汽溫度為248℃，注汽速度為98.26 m3/d，井底蒸汽干度為58.4%。

3.2 注采井間蒸汽受力與滲流速度

根據(jù)式(1)、(2)、(5)得到不同區(qū)域蒸汽受力與滲流速度變化曲線(圖3)。

由圖3可知，在距注汽井20 m范圍內(nèi)，高、低部位蒸汽所受合力幾乎相等，滲流速度比值接近1;在距注汽井20～80 m區(qū)域內(nèi)，低部位蒸汽所受合力相對(duì)較小，甚至接近0，高部位合力相對(duì)較大，滲流速度比值在距注氣井43 m處達(dá)到最大值2.03。

3.3 調(diào)整效果分析

利用CMG軟件結(jié)合區(qū)塊A-1井組數(shù)據(jù)建立概念模型，模擬配產(chǎn)及井距單獨(dú)調(diào)整前后溫度場(chǎng)分布情況(圖4)。根據(jù)原配產(chǎn)量均為40.0 m3/d和式(9)、(10)，高部位生產(chǎn)井產(chǎn)量調(diào)整為Q1up=34.3 m3/d，低部位生產(chǎn)井產(chǎn)量調(diào)整為Q1down=45.7 m3/d。通過加大低部位生產(chǎn)井產(chǎn)量及減小高部位產(chǎn)量，促進(jìn)了蒸汽沿低部位生產(chǎn)井的運(yùn)移，有效緩解了蒸汽超覆導(dǎo)致的影響。

圖4 調(diào)整前后溫度場(chǎng)示意圖

在生產(chǎn)井配產(chǎn)量不變的情況下，將高、低部位井距進(jìn)行調(diào)整(原井距為70.0 m)，低部位生產(chǎn)井距注汽井距離l1調(diào)整為80.5 m，高部位生產(chǎn)井距注汽井距離l2調(diào)整為59.5 m。井距的調(diào)整可以有效利用蒸汽的超覆作用，從而有效提高蒸汽在低部位的驅(qū)替效率，同時(shí)延緩高部位蒸汽的突破時(shí)間。經(jīng)過調(diào)整，溫度場(chǎng)分布近似一致，大幅度減緩了高部位井率先突破的情況，具有較好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

4 結(jié)論

(1)在注采井附近區(qū)域，注采壓力梯度較大，傾角對(duì)滲流速度影響較小;在注采井中間區(qū)域，注采壓力梯度接近0，傾角對(duì)滲流速度的影響較大。

(2)蒸汽驅(qū)過程中，適當(dāng)調(diào)整生產(chǎn)井配產(chǎn)量或井距，有利于蒸汽沿低部位方向的流動(dòng)，提高低部位油層的蒸汽波及范圍，使高、低部位生產(chǎn)井盡可能同時(shí)突破。

(3)模擬實(shí)驗(yàn)表明，將高、低部位生產(chǎn)井配產(chǎn)量由原來的40.0 m3/d調(diào)整為34.3 m3/d和45.7 m3/d或井距由原來的70.0 m調(diào)整為80.5 m和59.5 m均能有效延緩高部位井的突破。

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編輯劉 巍

TE345

A

1006-6535(2015)05-0121-04

20150512;改回日期:20150810

中國(guó)工程院重點(diǎn)項(xiàng)目“中國(guó)油氣供給與管道發(fā)展戰(zhàn)略研究”(2013-XZ-23)

胡濱(1984-)，女，工程師，2006年畢業(yè)于英國(guó)赫德福德大學(xué)會(huì)計(jì)與信息系統(tǒng)專業(yè)，現(xiàn)為中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程管理專業(yè)在讀博士研究生，主要從事油氣田開發(fā)規(guī)劃與油藏管理的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.027