李兆敏，趙心茹，2，班曉春，鹿 騰，張丁涌，張 江，石明明，孫 超

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580；2.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300450；3.中國(guó)石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 257068)

0 引 言

蒸汽吞吐是稠油熱采主要開發(fā)技術(shù)，得到廣泛應(yīng)用，中國(guó)稠油蒸汽吞吐開發(fā)動(dòng)用儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的90%以上[1-5]。與直井相比，水平井泄油面積大，是提高稠油油藏單井產(chǎn)量的有效技術(shù)。稠油油藏在注蒸汽開發(fā)過程中，由于受水平段長(zhǎng)度和油藏非均質(zhì)性等因素的影響，導(dǎo)致蒸汽進(jìn)入水平井段后出現(xiàn)局部突進(jìn)現(xiàn)象，儲(chǔ)層動(dòng)用嚴(yán)重不均，多周期蒸汽吞吐后，新注入的蒸汽在已形成的大孔道內(nèi)反復(fù)加熱清洗，形成汽竄或排水期延長(zhǎng)，波及半徑不再擴(kuò)大，大幅降低蒸汽吞吐效果[6-12]。近年來，加裝水平井注汽篩管以及強(qiáng)化溫壓剖面測(cè)試技術(shù)等的應(yīng)用[13-24]，一定程度上提高了儲(chǔ)層熱效率，但目前針對(duì)篩管位置調(diào)整時(shí)機(jī)缺乏理論研究。針對(duì)上述問題，借助CMG油藏?cái)?shù)值模擬軟件，建立數(shù)值模型，揭示吸汽不均對(duì)蒸汽熱利用及開發(fā)效果的影響，探究注汽篩管的調(diào)整時(shí)機(jī)。

1 注汽篩管位置優(yōu)化方法研究

1.1 模型的建立及溫度剖面擬合

以樂安油田草33區(qū)塊油藏參數(shù)和開發(fā)現(xiàn)狀為依據(jù)，以水平井段吸汽不均的草20平101井為原型，該井注汽篩管位于1 074.7、1 104.5、1 133.7、1 191.2 m處，如圖1所示，由于地層非均質(zhì)性導(dǎo)致水平井前半段吸汽差、溫度低，后半段吸汽好、溫度高。設(shè)計(jì)模型大小為450 m×200 m×8 m，網(wǎng)格劃分為45×

圖1 草20平101井注汽管柱圖Fig.1 The diagram of steam injection string of Well Ping 10 in Block Cao 20

20×8，網(wǎng)格步長(zhǎng)為10 m×10 m×1 m，油藏深度為950 m，原始含油飽和度為0.7，孔隙度為31%，滲透率變異系數(shù)為0.27，油藏溫度為60 ℃，初始?jí)毫?.5 MPa，模型中設(shè)置一口蒸汽吞吐水平井，水平段長(zhǎng)度為220 m，蒸汽吞吐注蒸汽溫度為250 ℃，干度為0.7，蒸汽注入速度為290 m3/d，設(shè)計(jì)周期注入量為1 450 m3，燜井時(shí)間為4 d，每周期為180 d，累計(jì)蒸汽吞吐12個(gè)周期。在該模型的基礎(chǔ)上開展周期蒸汽吞吐數(shù)值模擬研究，對(duì)草20平101井進(jìn)行溫度剖面擬合，所得結(jié)果如圖2所示，模型模擬值與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)值均呈現(xiàn)前半段溫度較低，后半段溫度較高，體現(xiàn)出草20平101井水平段吸汽不均的特征。

圖2 草20平101井水平段溫度剖面擬合Fig.2 The temperature profile fitting of the horizontalsection of Well Ping 101 in Block Cao 20

1.2 水平段吸汽規(guī)律

由于地層非均質(zhì)性較強(qiáng)，水平井段吸汽嚴(yán)重不均，模型水平剖面溫度場(chǎng)顯示，在注蒸汽過程中，水平段溫度場(chǎng)存在較大差異，前段溫度低且熱場(chǎng)波及范圍小，后段溫度高且波及范圍大，高溫段僅占1/3～2/3，溫差為25～35 ℃，如圖3所示。由圖3可

圖3 不同蒸汽吞吐周期水平井段溫度模擬值Fig.3 The temperature simulation values of horizontal wellintervals with different steam stimulation cycles

知，隨著蒸汽吞吐周期的增加，從第3周期到第7周期，0～100 m井段溫度明顯升高，100～170 m井段溫度變化較小，而吸汽較好的170～220 m井段溫度雖有所升高，但升溫幅度低于0～100 m井段，全井段溫度剖面仍表現(xiàn)出吸汽不均的特征但有所改善；蒸汽吞吐到第12周期，170～220 m井段溫度又得以提升，中前段升溫不明顯，吸汽剖面更加不規(guī)則。

溫度剖面可以體現(xiàn)出該周期吸汽不均的情況，但周期差異缺乏定量指標(biāo)，為了對(duì)比水平井段溫度分布不均勻程度，依據(jù)變異系數(shù)公式，提出溫度變異系數(shù)概念作為評(píng)價(jià)指標(biāo)。溫度變異系數(shù)越大，說明水平井段溫度差異越大，吸汽剖面越不均勻，下式為其計(jì)算過程：

(1)

統(tǒng)計(jì)各周期蒸汽吞吐結(jié)束后的井點(diǎn)溫度，計(jì)算變異系數(shù)，繪制溫變曲線，得到如圖4所示的“V”字形曲線，前期溫度變異系數(shù)不斷降低，到第7周期結(jié)束達(dá)到最小值，之后又開始升高，表明在非均質(zhì)條件下水平段吸汽不均程度呈先降后升的變化特征。

圖4 周期溫度變異系數(shù)曲線Fig.4 The curve of variation coefficient of periodic temperature

1.3 注汽位置調(diào)整時(shí)機(jī)優(yōu)化分析

蒸汽吞吐生產(chǎn)中，儲(chǔ)層吸汽不均對(duì)生產(chǎn)效果有著嚴(yán)重影響，水平段溫度呈現(xiàn)前低后高的特征，隨著蒸汽吞吐周期的增加，水平井后段熱場(chǎng)波及較好的區(qū)域剩余油被大量采出，剩余油豐富的前段則無法得到有效動(dòng)用，應(yīng)在合適時(shí)機(jī)將注汽篩管調(diào)整至熱波及較差的井段，集中注汽以改善水平段動(dòng)用不均的情況，因此，由0～220 m注汽調(diào)整為0～170 m注汽。溫度變異系數(shù)曲線能夠反映出水平井段吸汽不均的階段變化，可指導(dǎo)注汽篩管位置的調(diào)整，故將溫度變異系數(shù)作為評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)調(diào)整時(shí)機(jī)進(jìn)行優(yōu)化分析。

1.3.1 溫度變異系數(shù)最小值前調(diào)整注汽位置

前述案例中，不進(jìn)行任何調(diào)整時(shí)，蒸汽吞吐開始后水平井后段儲(chǔ)層吸汽量大，前段吸汽量小，水平井段溫度差異大，溫度變異系數(shù)高。經(jīng)過多周期蒸汽吞吐，中前段溫度有所提升，而熱場(chǎng)波及大的區(qū)域剩余油被不斷采出，含水飽和度逐漸升高。

比熱容是表征物質(zhì)內(nèi)部能量變化極靈敏的參數(shù)，比熱容越大，物質(zhì)每升高單位溫度所需吸收的熱量越大，一般情況下(液體樣品在相態(tài)不變的情況下)，物質(zhì)的比熱容隨著溫度的升高而增大，因此，后段油藏經(jīng)過多周期蒸汽注入后溫度明顯高于前段，比熱容較大。另一方面，在熱力學(xué)的觀點(diǎn)中，比熱容服從加和性原理。在巖石、油與水3種物質(zhì)中，水的比熱容最高，在25 ℃時(shí)約為4.2×103J/(kg·K)，約為稠油的2倍，巖石的比熱容最低，由不同的油水含量組成的稠油油藏體系的比熱容存在較大差異。前段儲(chǔ)層吸汽效果差，油藏含水量較少，體系的熱容較低，在巖石與油的Cp-t曲線范圍內(nèi)變化。后段儲(chǔ)層吸汽效果好，剩余油大量采出，油層含水飽和度逐漸增大，整個(gè)體系的比熱容不斷增加甚至接近水的比熱容，使得蒸汽的加熱能力不斷減弱，后段溫度無法有效提高，水平井段溫度變異系數(shù)逐漸降低，而溫變系數(shù)降低的過程則是后段采出程度不斷增大的過程。若在早期即溫度變異系數(shù)降低的幾個(gè)周期內(nèi)移動(dòng)篩管位置至吸汽較差的井段，如第3周期將篩管移動(dòng)至熱波及較差的區(qū)域，如圖5a所示，由于初期生產(chǎn)時(shí)間較短，熱波及較好的儲(chǔ)層仍含有豐富的剩余油，生產(chǎn)潛力依然很大，若在早期調(diào)整篩管位置會(huì)導(dǎo)致蒸汽吞吐結(jié)束之后熱波及較好的儲(chǔ)層仍有豐富的剩余油未動(dòng)用(圖5b)。周期產(chǎn)油量在調(diào)整之后反而下降，多個(gè)周期后才體現(xiàn)出調(diào)整效果，累計(jì)產(chǎn)油量增加了14%，油汽比為0.03，如表1所示。

圖5 不同周期剩余油飽和度場(chǎng)Fig.5 The remaining oil saturation field in different periods

表1 3種調(diào)整時(shí)機(jī)下增油效果Table 1 The oil recovery enhancement atthree adjustment moments

1.3.2 溫度變異最小值周期調(diào)整注汽位置

溫度變異系數(shù)連續(xù)下降多個(gè)周期后，在第7周期結(jié)束降至最小值，該極值意味著后段油藏體系比熱容不斷升高，含水達(dá)到較高水平，后段熱波及較好的儲(chǔ)層得到充分動(dòng)用。在此周期改變注汽篩管位置，研究其對(duì)吸汽及采油的影響。

(1) 對(duì)水平井吸汽的影響：均勻注汽吞吐到第6周期后，后半井段熱場(chǎng)波及范圍廣，溫度高，前半井段波及差溫度低(圖6)，從第7周期開始調(diào)整注汽位置，前段溫度明顯升高，后段溫度降低，調(diào)整了吸汽剖面；此外，調(diào)整前熱場(chǎng)波及極不均勻，后段明顯優(yōu)于前段，調(diào)整注汽后，水平井段溫度場(chǎng)較為平整，多個(gè)周期后，前段熱場(chǎng)波及逐漸增大。

(2) 對(duì)蒸汽吞吐產(chǎn)油的影響：未調(diào)整時(shí)，第6周期后水平井后段動(dòng)用程度最高，中間段次之，前段最差(圖6c)；調(diào)整注汽位置后，整體動(dòng)用較為均衡(圖6 d)。常規(guī)注汽時(shí)周期產(chǎn)油量達(dá)到峰值后持續(xù)降低，在達(dá)到溫變系數(shù)最小值時(shí)，原均勻注汽方式也在溫度變異系數(shù)最小值周期結(jié)束后進(jìn)入低周期產(chǎn)油階段，調(diào)整篩管后，周期產(chǎn)油量仍保持在中高水平，篩管調(diào)整使得呈下降趨勢(shì)的周期產(chǎn)油量在本周期作為拐點(diǎn)不降反升，累計(jì)產(chǎn)油量增加了30%，油汽比為0.07，如表1所示。

圖6 篩管調(diào)整前后溫度場(chǎng)及剩余油飽和度場(chǎng)Fig.6 The temperature field and remaining oil saturation field before and after screen tube adjustment

1.3.3 溫度變異系數(shù)最小值后調(diào)整注汽位置

蒸汽吞吐后期(8～12周期)，高含水段經(jīng)過多周期蒸汽注入,溫度提升，溫度變異系數(shù)再次升高，但剩余油較少導(dǎo)致周期產(chǎn)油量低。表1表明，在第11周期移動(dòng)注汽篩管位置后，11、12周期產(chǎn)油量得到提升，但作用時(shí)間短，7～10周期的注汽方式依然采用均勻注汽，熱波及較好的后段高吸汽低產(chǎn)油，造成了7～10周期的熱量浪費(fèi)，累計(jì)產(chǎn)油量?jī)H提高了12%，油汽比為0.03。后期調(diào)整篩管可大幅提高周期產(chǎn)油量，但在達(dá)到最小值后越早調(diào)整效果越好。綜上所述，蒸汽吞吐開采非均質(zhì)儲(chǔ)層時(shí)，蒸汽吞吐多個(gè)周期后，應(yīng)將篩管移動(dòng)至熱波及較差的井段以提高水平井的均衡動(dòng)用，繪制全井段周期溫度變異系數(shù)曲線可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)溫度變異系數(shù)降至最小值時(shí)，蒸汽吞吐也進(jìn)入了低周期產(chǎn)油階段，因此，應(yīng)在溫度變異系數(shù)達(dá)到最小值時(shí)將注汽篩管移動(dòng)到熱波及較差的區(qū)域，溫度變異系數(shù)達(dá)到最小值后，證明后段油藏體系比熱容高，含水量大，后段儲(chǔ)層已充分動(dòng)用。將篩管移動(dòng)至熱波及較差的儲(chǔ)層以開發(fā)前段剩余油，有效緩解了非均質(zhì)儲(chǔ)層動(dòng)用不均的矛盾。

2 礦場(chǎng)應(yīng)用效果

樂安油田稠油油藏開發(fā)方式以水平井蒸汽吞吐為主，目前處于多周期、高含水、高采出階段，儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致水平井開采吸汽剖面不均，造成蒸汽利用率低，注入流體的指進(jìn)、突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，波及體積停滯不前，動(dòng)用井段反復(fù)清洗，剩余油較分散。

以油藏某一動(dòng)用不均水平井為例，該井所在區(qū)塊埋深為950 m，油層厚度為8 m，平均孔隙度為40%，平均滲透率為5 000 mD，初始含油飽和度為0.6，油藏原始?jí)毫?.5 MPa，水平井蒸汽吞吐7個(gè)周期，日產(chǎn)油達(dá)到峰值后不斷下降(日產(chǎn)油峰值是在第1周期)，從溫度剖面測(cè)試曲線分析(圖7)，發(fā)現(xiàn)該井1 180～1 260 m后半井段吸汽好，采出程度高，前半井段吸汽差，采出程度較低，水平井吸汽不均情況嚴(yán)重。溫度變異系數(shù)連續(xù)下降多個(gè)周期，到第6周期結(jié)束降至6.72，第7周期結(jié)束后回升至6.76，按照溫度變異系數(shù)達(dá)到最小值時(shí)的調(diào)整辦法，在第8周期開始前立即調(diào)整篩管位置至前半段。第7周期篩管位于1 074.7、1 104.5、1 133.7、1 191.2 m處，在8周期開始前篩管位置調(diào)整至1 080.0、1 110.0、1 140.0 m處。

蒸汽吞吐1個(gè)周期后測(cè)試溫壓剖面(圖7)，發(fā)現(xiàn)該井層間動(dòng)用比較平均，基本實(shí)現(xiàn)了均衡動(dòng)用，改善了蒸汽吞吐開發(fā)效果。日產(chǎn)油由第7周期的0.5 t/d提升至第8周期的3.4 t/d。

圖7 篩管調(diào)整前后溫度剖面測(cè)試曲線Fig.7 The test curve of temperature profilebefore and after screen tube adjustment

在達(dá)到溫度變異系數(shù)最小值后應(yīng)盡快調(diào)整，實(shí)際生產(chǎn)過程中，可在溫度變異系數(shù)達(dá)到最小值之后第2個(gè)周期開始前進(jìn)行調(diào)整。如該實(shí)例中，溫度變異系數(shù)達(dá)到最小值時(shí)是第6周期結(jié)束，但是第7周期結(jié)束才能判斷是否是最小值，因此，開始調(diào)整時(shí)機(jī)為第8周期開始前。

3 結(jié) 論

(1) 儲(chǔ)層非均質(zhì)引起水平井吸汽不均，沿井段溫度呈現(xiàn)前低后高的特征。隨著吞吐周期的增加，水平井段溫度變異系數(shù)呈“V”字形變化，在溫度變異系數(shù)達(dá)到最小值時(shí)進(jìn)入低周期產(chǎn)油階段。

(2) 對(duì)比溫度變異系數(shù)曲線不同階段調(diào)整篩管位置，結(jié)果表明：溫度變異系數(shù)下降的階段，熱波及范圍大的儲(chǔ)層體系比熱容不斷升高，含水量增大，該下降階段即熱波及好的儲(chǔ)層的開采階段，不宜移動(dòng)篩管；達(dá)到最小值時(shí)意味著吸汽好的儲(chǔ)層已充分動(dòng)用，剩余油較少，移動(dòng)篩管可使儲(chǔ)層均衡開采；達(dá)到最小值后越早調(diào)整越好，過晚調(diào)整易造成多個(gè)周期的熱量浪費(fèi)。

(3) 在實(shí)際生產(chǎn)中，若無法實(shí)現(xiàn)最小值的預(yù)判，應(yīng)在達(dá)到最小值之后的第2個(gè)周期開始前調(diào)整篩管位置，礦場(chǎng)應(yīng)用表明，通過溫變系數(shù)方法優(yōu)化時(shí)機(jī)調(diào)整后吸汽剖面趨于均衡，平均日產(chǎn)油由上一周期的0.5 t/d提升至3.4 t/d。