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        稠油油藏蒸汽驅(qū)提高熱利用率研究

        2019-05-13 03:49:12劉永建菊1
        特種油氣藏 2019年2期
        關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)干度含水

        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,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,對不同注入干度下的產(chǎn)出液含水進(jìn)行分析,可等效為對熱損失進(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,油層存儲的熱量越多。通過對不同飽和度進(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塊興隆臺油層縱向上呈層狀分布,以中—厚互層狀為主。儲層巖性為中—細(xì)砂巖、砂礫巖和礫巖;儲層物性較好,孔隙度一般為28.1%~33.5%,滲透率為920~2 050 mD,為高孔、高滲儲層。

        圖4 不同驅(qū)替階段油層熱利用率變化曲線

        興隆臺油層原油密度大、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)動力高等問題,需對油藏進(jìn)行整體預(yù)熱[13-15]。因此,需要針對杜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。

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