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        高傾斜稠油油藏蒸汽驅(qū)延緩?fù)黄茣r間方法研究

        2015-02-17 11:24:38賴令彬
        特種油氣藏 2015年5期
        關(guān)鍵詞:井距生產(chǎn)井油層

        胡 濱,賴令彬

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

        高傾斜稠油油藏蒸汽驅(qū)延緩?fù)黄茣r間方法研究

        胡 濱1,2,賴令彬3

        (1.中國石油大學(xué),北京 102249;2.中國石油規(guī)劃計劃部,北京 100007; 3.中國石油勘探開發(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)儲層傾角為30°時,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,流動能力取決于高、低部位方向壓力梯度的大?。?]。

        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為絕對滲透率,μm2;Krg為氣相相對滲透率;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)儲層傾角為30°時,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,提高低部位油層的蒸汽波及范圍,使高、低部位生產(chǎn)井盡可能同時突破。

        在高、低部位生產(chǎn)井距注汽井距離相等時,若高、低部位蒸汽滲流速度相等,則可使蒸汽同時到達(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。

        為利用瞬時高、低部位配產(chǎn)量之差,對式(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,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較小,甚至接近0,高部位合力相對較大,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,同時延緩高部位蒸汽的突破時間。經(jīng)過調(diào)整,溫度場分布近似一致,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,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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        [13]Jamshidnezhad M,Shen C,et al.Improving injectivity to fight gravity segregation in gas enhanced oil recovery[C].SPE112375,2010.

        編輯劉 巍

        TE345

        A

        1006-6535(2015)05-0121-04

        20150512;改回日期:20150810

        中國工程院重點(diǎn)項目“中國油氣供給與管道發(fā)展戰(zhàn)略研究”(2013-XZ-23)

        胡濱(1984-),女,工程師,2006年畢業(yè)于英國赫德福德大學(xué)會計與信息系統(tǒng)專業(yè),現(xiàn)為中國石油大學(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

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