趙紅雨

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

蒸汽吞吐是中國國內(nèi)稠油油藏最主要的開發(fā)方式[1-2]，開發(fā)初期可獲得較高的周期油汽比，但隨蒸汽吞吐周期的增加，周期開發(fā)效果逐漸變差，其中，蒸汽吞吐井間汽竄是熱利用率降低，周期產(chǎn)油量下降的重要原因[3-7]。組合蒸汽吞吐將鄰近的幾口油井劃為一個組合蒸汽吞吐區(qū)，同一組合蒸汽吞吐區(qū)內(nèi)的油井同時注汽、同時生產(chǎn)，消除井間驅替壓差，有效抑制蒸汽竄流，提高熱利用率和周期產(chǎn)油量，礦場實踐取得較好的開發(fā)效益[8-9]。

但礦場注汽鍋爐數(shù)量有限，無法滿足一個蒸汽吞吐區(qū)塊的幾十口甚至上百口井同時組合吞吐，以往礦場實施組合蒸汽吞吐，多是人為劃分組合蒸汽吞吐區(qū)，操作主觀性強，缺少科學的分區(qū)方法。在數(shù)值模擬的基礎上，明確蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期的主控因素，定量分析單因素與蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期的關系，利用多元非線性回歸方法建立多因素影響下蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期的預測模型，實現(xiàn)汽竄發(fā)生所在周期的定量計算，根據(jù)汽竄發(fā)生所在周期劃分組合吞吐區(qū)，較好地解決了組合蒸汽吞吐技術科學分區(qū)的問題，為組合蒸汽吞吐的礦場實施提供有效的技術支持。

1 數(shù)值模型建立

利用CMG軟件中STARS模塊，依據(jù)王莊油田坨82塊地質情況，建立包含2口油井的數(shù)值模型。油藏埋深為1 230 m，油層厚度為10.2 m，平均孔隙度為30.6 %，平均滲透率為1.86 μm2，初始含油飽和度為0.6，地層溫度為54 ℃，地層壓力為12.3 MPa，地層條件下原油黏度為3 789 mPa·s。

為準確反映蒸汽吞吐井間汽竄規(guī)律，在該模型中考慮油井出砂[10-18]，砂粒分為可動砂和骨架砂，骨架砂在任何條件下都不會發(fā)生運移，可動砂初始位置固定，當?shù)貙恿黧w流速大于臨界流速時可以發(fā)生溶蝕、脫落并運移。油井出砂后，會造成地層近井地帶孔隙度和滲透率的升高，加劇地層的非均質性，蒸汽吞吐井注汽過程中蒸汽易沿高滲通道快速突進到鄰近井，從而發(fā)生井間汽竄。

2 汽竄發(fā)生所在周期影響因素分析

影響蒸汽吞吐井間汽竄的因素除地層非均質、原油黏度、油層厚度等靜態(tài)因素，還應包括投產(chǎn)時間、蒸汽吞吐周期、注汽量、采液量、井距等動態(tài)因素，井間壓力梯度綜合了各動態(tài)因素對汽竄發(fā)生所在周期的影響，因此，文中采用井間壓力梯度表征動態(tài)因素的綜合影響。

2.1 滲透率突進系數(shù)

滲透率突進系數(shù)是汽竄方向的滲透率與平均滲透率比值，表征地層非均質的大小。利用上述數(shù)值模型，計算滲透率突進系數(shù)分別為1.1、1.2、1.4、1.6、2.0時井間汽竄發(fā)生所在周期(圖1)。結果表明，汽竄發(fā)生所在周期隨滲透率突進系數(shù)的增加顯著提前，汽竄發(fā)生所在周期與滲透率突進系數(shù)呈較好的冪率關系。

2.2 原油黏度

原油黏度是影響地下原油流動能力的主要因素，模擬計算地層原油黏度分別為3789、9136、20537、27128、35426 mPa·s時蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期(圖2)。結果表明，隨原油黏度的增加，蒸汽和熱水越易發(fā)生竄流，汽竄發(fā)生所在周期越早，且汽竄發(fā)生所在周期與原油黏度呈較好的線性關系。

圖1汽竄發(fā)生所在周期與滲透率突進系數(shù)關系曲線

圖2汽竄發(fā)生所在周期與原油黏度關系曲線

2.3 油層厚度

選取油層厚度分別為5、10、15、20、30 m，研究油層厚度對汽竄發(fā)生所在周期的影響(圖3)。結果表明，汽竄發(fā)生所在周期隨油層厚度的增加而提前，兩者間呈對數(shù)關系，但油層厚度對汽竄發(fā)生所在周期的影響幅度相對較小。

圖3汽竄發(fā)生所在周期與油層厚度關系曲線

2.4 井間壓力梯度

模擬計算井間壓力梯度分別為0.01、0.02、0.03、0.04、0.05 MPa/m時蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期(圖4)。結果表明，井間壓力梯度越大，注入蒸汽受到流向采油井的驅動力越大，汽竄發(fā)生所在周期越早。

圖4汽竄發(fā)生所在周期與井間壓力梯度關系曲線

3 預測模型建立

3.1 影響權重分析

在汽竄發(fā)生所在周期影響因素分析的基礎上，采用變異系數(shù)對各因素進行汽竄發(fā)生所在周期的影響權重評價，變異系數(shù)定義為一組樣本數(shù)據(jù)的標準差與平均值絕對值的比值，變異系數(shù)反映一組樣本數(shù)據(jù)分散和差異程度，數(shù)值越大說明該樣本數(shù)據(jù)間差異程度越大，否則越集中。

變異系數(shù)計算公式為：

(1)

(2)

利用上式計算滲透率突進系數(shù)、井間壓力梯度、原油黏度、油層厚度對蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期影響的變異系數(shù)分別為0.375、0.355、0.176、0.077。因此，井間汽竄發(fā)生所在周期影響由大到小依次為滲透率突進系數(shù)、井間壓力梯度、原油黏度、油層厚度，其中滲透率突進系數(shù)和井間壓力梯度的影響顯著，而油層厚度的影響非常小。

3.2 預測模型建立

為使建立的預測模型科學、準確、便捷，根據(jù)影響權重分析結果，選取影響程度較大的滲透率突進系數(shù)、原油黏度、井間壓力梯度作為預測模型考慮的表征參數(shù)，各影響因素與汽竄發(fā)生所在周期呈現(xiàn)良好的數(shù)學關系，且相關性較高，為建立可靠的預測模型奠定了基礎。

根據(jù)單因素與汽竄發(fā)生所在周期的數(shù)學關系，采用LSTOPT軟件進行多元非線性回歸，得到如下汽竄發(fā)生所在周期的預測模型：

(3)

式中：Th為蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期；KR為滲透率突進系數(shù)，取值為1.1～2.0；ph為井間壓力梯度，MPa/m，取值為0.01～0.05 MPa/m；μo為地層條件原油黏度，mPa·s，取值為3 789～3 5426 mPa·s。

該預測模型實現(xiàn)了在不進行數(shù)值模擬的情況下，僅利用滲透率突進系數(shù)、原油黏度、井間壓力梯度計算蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期，再依據(jù)現(xiàn)場鍋爐注汽能力，優(yōu)先將汽竄發(fā)生所在周期早的井，劃分為一個組合蒸汽吞吐區(qū)。

3.3 組合分區(qū)方法

針對某一具體蒸汽吞吐單元，通過式(3)可以計算蒸汽吞吐井與所有關聯(lián)井的井間汽竄發(fā)生所在周期，從而進行井間熱干擾預判和分級，一般認為第1～3周期屬一級熱干擾，影響蒸汽吞吐產(chǎn)量大于20%；第4～6周期屬二級熱干擾，影響蒸汽吞吐產(chǎn)量10%～20%；第7～10周期屬三級熱干擾，影響蒸汽吞吐產(chǎn)量小于10%；第10周期以后不易產(chǎn)生熱干擾，影響蒸汽吞吐產(chǎn)量少。注汽時，原則上應將所有汽竄關聯(lián)井劃分為一個組合蒸汽吞吐區(qū)，但實際計算表明，某一蒸汽吞吐井的汽竄關聯(lián)井相對較多，往往達到10口井以上，受現(xiàn)場鍋爐注汽能力限制，難以滿足同時注汽。為此，按熱干擾級別對組合分區(qū)進一步細化，汽竄發(fā)生所在周期早、影響產(chǎn)量大的關聯(lián)井優(yōu)先組合，實施組合蒸汽吞吐，組合井數(shù)一般控制在2～4口。細化組合分區(qū)后，礦場可操作性更強。

4 應用實例

王莊油田坨82塊為受構造控制的層狀普通稠油油藏，埋深為1150～1 260 m，地層條件下原油黏度為1 000～6 900 mPa·s，油層厚度為6～12 m，平均孔隙度為34.4 %，平均滲透率為1.38μm2，滲透率突進系數(shù)為0.6～2.3。2004年開始熱采開發(fā)，目前大部分井處于第5周期，部分井已發(fā)生汽竄，整體采出程度為18.2%。

以該區(qū)塊2X16、2CPX17井為例，地層條件下原油黏度為6 200 mPa·s，井間滲透率突進系數(shù)為1.7，注汽壓力約為14 MPa，井間距離為149 m，平均井底流壓為8.1 MPa，井間壓力梯度為0.040 6 MPa/m，利用該預測模型計算2X16井與2CPX17井的井間汽竄發(fā)生所在周期為第2.9周期。2X16井于2012年年底進行第3周期注汽時，2CPX17井井口溫度由40 ℃升至113 ℃，產(chǎn)液量由22.8 t/d升至32.5 t/d,含水由62.4%突升至95.1%，表現(xiàn)出明顯的汽竄現(xiàn)象，導致該井日產(chǎn)油由8.6 t/d降至1.6 t/d，嚴重影響產(chǎn)量，表明井間汽竄發(fā)生所在周期預測結果與實際吻合較好。

利用井間汽竄發(fā)生所在周期預測方法計算了坨82塊東區(qū)各蒸汽吞吐井與周圍鄰井間汽竄發(fā)生所在周期(圖5)。為了清晰地說明利用汽竄發(fā)生所在周期進行組合蒸汽吞吐區(qū)的劃分，汽竄發(fā)生所在周期大于10周期的井間關系未標注。圖5a為現(xiàn)場注汽鍋爐能夠滿足10口井同時注汽，可將坨82塊東區(qū)有汽竄關聯(lián)的10口井劃分為一個組合蒸汽吞吐區(qū)；圖5b為現(xiàn)場注汽鍋爐無法滿足10口井同時注汽，按井間汽竄發(fā)生所在周期早晚將蒸汽吞吐井細分為3個不同的組合蒸汽吞吐區(qū)。如分區(qū)二的2X16、2CPX17、3X18、3-19井汽竄發(fā)生所在周期為第2.9～5.3周期，針對2X16井第3周期注汽與2CPX17井汽竄問題，2X16井第4周期與2CPX17井實施組合蒸汽吞吐。開井后，2CPX17井含水穩(wěn)定在70%左右，周期產(chǎn)量增加150t，油汽比提高0.05；根據(jù)對各井汽竄發(fā)生所在周期的預判，2CPX17井第5周期與3X18、3-19、2X16井進行組合，實施組合蒸汽吞吐后3X18、3-19井井口溫度保持在42～45 ℃，避免了汽竄的發(fā)生，提高了熱利用率，日產(chǎn)油量比上一周期分別提高0.7、1.2 t/d。根據(jù)以上思路，實現(xiàn)了稠油蒸汽吞吐單元組合蒸汽吞吐的科學分區(qū)，達到蒸汽吞吐井間汽竄后治理和防止汽竄的效果。2015年低油價以來，勝利油田共實施組合蒸汽吞吐465個井組、1320井次，平均單井周期增油97t，油汽比提高0.04，保障效益穩(wěn)產(chǎn)。

圖5 坨82塊組合蒸汽吞吐分區(qū)

5 結 論

(1) 單因素影響分析表明，蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期隨透率突進系數(shù)、井間壓力梯度、原油黏度和油層厚度的增大而縮短；各因素對蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期影響由大到小依次為滲透率突進系數(shù)、井間壓力梯度、原油黏度、油層厚度，其中，滲透率突進系數(shù)和井間壓力梯度的影響顯著，而油層厚度的影響非常小。

(2) 采用多元非線性回歸方法建立蒸汽吞吐井間汽竄發(fā)生所在周期的預測方法，實例驗證計算結果與礦場實際情況吻合性較好；通過汽竄發(fā)生所在周期和熱干擾級別建立了組合蒸汽吞吐的分區(qū)方法，實現(xiàn)汽竄防治理結合，應用簡單方便，可操作性強，效果明顯，能夠滿足礦場應用需要。

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