羅 歡

（中國石油長城鉆探公司工程技術(shù)研究院，遼寧 盤錦 124010）

遼河油田是全國最大的稠油生產(chǎn)基地，自“九五”以來，利用水平井熱采技術(shù)開發(fā)稠油、超稠油取得了顯著成效，目前油區(qū)熱采水平井已進(jìn)入開發(fā)中后期，水平段動用不均、過早見汽/水的開發(fā)矛盾凸顯，穩(wěn)產(chǎn)壓力巨大。據(jù)統(tǒng)計：受油藏非均質(zhì)性、水平段長度、周邊采出程度等因素影響，85%以上的水平井1/3～1/2的水平段存在動用不均的現(xiàn)象，且絕大部份井存在一定程度的汽竄和水脊問題，嚴(yán)重影響采收率和開發(fā)效益[1-3]。當(dāng)前水平井注汽采油技術(shù)仍是遼河稠油主產(chǎn)區(qū)（曙采、特油、金海、錦采）開發(fā)的主要動產(chǎn)方式，如何調(diào)整蒸汽、稠油和底水的流入/流出動態(tài)，改善注汽效果，提高油藏動用程度是稠油穩(wěn)產(chǎn)急需解決的關(guān)鍵問題。

近年來，遼河油田通過改善注汽工藝，應(yīng)用雙管或多點(diǎn)注汽技術(shù)一定程度上彌補(bǔ)了原始籠統(tǒng)注汽的弊端，但因未從根本上解決篩管裸眼封堵、注汽量優(yōu)化分配和水平井過早見汽/水的根本問題，使得注汽井蒸汽熱效率低、生產(chǎn)井穩(wěn)油控汽/水能力差、有效生產(chǎn)時間短、水平段動用不均調(diào)解能力不足[4-8]。為此，圍繞熱采水平井“完井方式單一、注汽不均、水平段動用差、單井產(chǎn)量低”等開發(fā)難題，針對不同地質(zhì)及井況條件，通過水平井分段完井工藝研究，以及耐高溫管外封隔器和耐高溫注汽封隔器等關(guān)鍵工具的研制，形成了稠油熱采水平井分段完井分段注汽技術(shù)，實現(xiàn)了分段同采開發(fā)效果，擴(kuò)大了儲層動用長度，水平段均勻動用程度明顯改善。

1 分段完井分段注汽技術(shù)概述

稠油熱采水平井分段完井分段注汽技術(shù)是在完井時，根據(jù)測井曲線和儲層滲透率等物性參數(shù)差異，利用耐高溫管外封隔器等核心工具，配套井筒流入控制技術(shù)和管內(nèi)分段注汽技術(shù)，選擇泥巖或低物性段位置下入耐高溫管外封隔器，將水平井段篩管外與油層裸眼之間分隔成兩段或多段腔室，實現(xiàn)高溫條件下（350℃）水平裸眼段儲層封隔和分段，形成獨(dú)立的、可分別作業(yè)的儲層段（見圖1），并根據(jù)各儲層段注汽量和井筒生產(chǎn)壓降的實際需求，配比注汽和優(yōu)化井筒壓降，降低儲層非均質(zhì)性對注汽的有害影響，改善油藏動用不均狀況，提高注汽熱效率，同時為邊、底水的控制奠定完井基礎(chǔ)，該技術(shù)適用于任何地質(zhì)條件下的分段注汽，大大提高了水平段動用程度。

圖1 儲層均衡動用示意圖

2 數(shù)值模擬研究

2.1 分段完井核心工具數(shù)值模擬

稠油熱采工藝注汽溫度最高可達(dá)350℃，注汽壓力可達(dá)17MPa，因其高溫環(huán)境有利于熱膨脹力的應(yīng)用，所以熱敏式封隔工具是實現(xiàn)稠油熱采管外封堵功能的核心工具。

為保障密封件滿足工具性能要求，借助高溫高壓實驗裝置測試優(yōu)選的密封件溫度與密封壓力、形變量與密封壓力線性規(guī)律。采用的數(shù)值模擬的方4環(huán)50mm，壓板50mm，膠筒初始外徑130mm，井眼外徑159mm，橡膠摩擦系數(shù)0.3，鋼摩擦系數(shù)0.1；不同彈性模量下（見表1），用多大的力膠筒能脹封，例如設(shè)定膠筒的彈性模量是98MPa，那么75mm×130mm×200mm規(guī)格的膠才能使膠筒脹封，經(jīng)過數(shù)值模擬可知膠筒膨脹時溫度約140℃～180℃，159.6mm模擬井眼，密封承壓大于4～9MPa，約2t推力時，壁面接觸力最大0.5t以上。同時用ANSYS模擬軟件模耐高溫注汽封隔器承受20t、60t、80t拉力作用下的力學(xué)性能見圖2，工具的性能指標(biāo)強(qiáng)度校核與分析滿足井下高溫高壓需求。

表1 密封件彈性模量數(shù)值表

圖2 主體壓力云載荷軸向60t時應(yīng)力云圖

2.2 分段完井分段注汽數(shù)值模擬研究

稠油水平井熱采開發(fā)過程中主要以籠統(tǒng)注汽、多點(diǎn)注汽、分段注汽三種注汽方式為主，但每種注汽方式都有其不同油藏的適應(yīng)性并存在一定技術(shù)局限，為了驗證稠油水平井儲層單元劃分及單元優(yōu)化控制方案的可行性，需要驗證這三種注汽方式在相同地質(zhì)條件下對水平段儲層動用程度的影響，明確三種注汽方式影響儲層動用的主控因素，為分段完井、分段注汽試驗應(yīng)用以及數(shù)值模擬提供理論依據(jù)，因此在相同工況下，對籠統(tǒng)、多點(diǎn)、分段三種注汽方式進(jìn)行數(shù)值模擬，根據(jù)井筒周圍溫度分布云圖對三種注汽方式的效果進(jìn)行分析比較，并給出目標(biāo)因素優(yōu)選建議。選用CMG商業(yè)數(shù)值模擬軟件稠油水平井籠統(tǒng)注汽方式數(shù)值模擬設(shè)計8個方案、稠油水平井多點(diǎn)注汽方式數(shù)值模擬設(shè)計10個方案、稠油水平井分段注汽方式數(shù)值模擬設(shè)計9個方案。

2.2.1 建立模型

依據(jù)遼河油田稠油開采區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)特征，并結(jié)合稠油水平井結(jié)構(gòu)特點(diǎn)以及稠油注汽開采實際情況，根據(jù)研究的需要，油層長度600m，油層寬度300m，油層厚度30m。模型中設(shè)置一口水平井，井筒長度300m，采用篩管完井。蒸汽吞吐開采。油藏埋深500m，原始油層壓力3.0MPa，原始油層溫度56℃。孔隙度、滲透率和含油飽和度均為非均質(zhì)?？紫抖茸畲鬄?.28，最小為0.23。滲透率最大為1300mD，最小為500mD。含油飽和度最大為0.6，最小為0.55，詳細(xì)信息見表2。

表2 地質(zhì)模型基礎(chǔ)參數(shù)

根據(jù)以上參數(shù)，建立CMG模型，根據(jù)研究的需要，模型的物性分布設(shè)置為非均質(zhì)的，其中CMG地質(zhì)模型滲透率分布剖面如圖3所示。

圖3 CMG地質(zhì)模型滲透率分布剖面

在建模過程中，合理的網(wǎng)格設(shè)計非常重要。一方面，為了節(jié)省計算機(jī)資源，網(wǎng)格數(shù)目應(yīng)盡可能少；另一方面，為了控制地質(zhì)體的形態(tài)及保證模型精度，網(wǎng)格又不能過少。根據(jù)質(zhì)量要求和模型特征，地質(zhì)模型采用的網(wǎng)格數(shù)是60×33×15，共有29700個網(wǎng)格，I方向網(wǎng)格尺寸為10m，J方向采用大小不均勻的網(wǎng)格，離井最近的5個網(wǎng)格是3m，往外依次是5m和15m。這樣既保證了近井地帶流場模擬精度的需要，又能盡量提高計算速度。巖石流體熱物性參數(shù)、流體模型、相滲曲線及初始化數(shù)據(jù)參考，本次研究沒有針對具體區(qū)塊，依據(jù)遼河油田稠油開采區(qū)塊流體參數(shù)特征，并結(jié)合稠油注汽開采實際情況，確定了參數(shù)取值。

2.2.2 開發(fā)方式及工作制度

模型中設(shè)置一口水平井，蒸汽吞吐開采。基礎(chǔ)模型的生產(chǎn)井定產(chǎn)液速度100m3/d，最小井底流壓500kPa。注汽井注汽溫度250℃，注汽干度0.69，注汽速度192m3/d（8000kg/h），最大井底流壓8000kPa。模擬1個周期，注汽20d，悶井5d，采油340d。分別研究籠統(tǒng)注汽、多點(diǎn)注汽、分段注汽三種注汽方式對溫度場（過水平井筒剖面）、壓力場、開發(fā)效果的影響規(guī)律。

其中多段注汽方式3段注汽管柱設(shè)計，3段注汽管柱的第1注汽點(diǎn)孔眼直徑7.5mm，第2注汽點(diǎn)孔眼直徑8.5mm，第3注汽點(diǎn)孔眼直徑9.5mm。8點(diǎn)注汽管柱設(shè)計，第1注汽點(diǎn)孔眼直徑7.50mm，第2注汽點(diǎn)孔眼直徑7.78mm，第3注汽點(diǎn)孔眼直徑8.07mm，第4注汽點(diǎn)孔眼直徑8.35mm，第5注汽點(diǎn)孔眼直徑8.64mm，第6注汽點(diǎn)孔眼直徑8.92mm，第7注汽點(diǎn)孔眼直徑9.21mm，第8注汽點(diǎn)孔眼直徑9.50mm。

2.2.3 稠油水平井不同注汽方式結(jié)果對比

在前述研究的基礎(chǔ)上，對比不同注汽方式（籠統(tǒng)注汽、5點(diǎn)注汽和3段注汽）的影響規(guī)律。改變注汽方式，分別取籠統(tǒng)注汽、5點(diǎn)注汽和3段注汽，研究不同注汽方式對溫度場（過水平井筒剖面）、壓力場、開發(fā)效果的影響規(guī)律?？疾炷M期末的溫度剖面、壓力剖面和產(chǎn)油變化曲線，見圖4。

圖4 不同注汽方式對溫度剖面的影響

稠油水平井不同注汽方式研究中，在考察的注汽方式范圍內(nèi)（籠統(tǒng)注汽、五點(diǎn)注汽、三段注汽）：①過水平井筒剖面的溫度剖面，三段注汽最均勻；②過水平井筒剖面的壓力剖面，三段注汽最均勻；③日產(chǎn)油峰值最高的是籠統(tǒng)注汽，其次是三段注汽，但是累產(chǎn)油量最多的是五點(diǎn)注汽。

3 實例計算

為完成某一區(qū)塊稠油油藏分段完井分段注汽技術(shù)方案，需根據(jù)油藏溫度、厚度、滲透率等情況進(jìn)行完井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，要對油藏與井筒換熱及井筒流動進(jìn)行計算，實現(xiàn)各段注汽量、采油量的優(yōu)化分配，達(dá)到最優(yōu)注采效果。

通過創(chuàng)建新型地層—井筒多參數(shù)耦合模型，開發(fā)的“稠油分段注汽完井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計軟件”，為水平井熱采完井方案的優(yōu)化設(shè)計提供了理論抓手。遼河金海采油廠某井生產(chǎn)情況見表3，該井完鉆井深1888m，懸掛點(diǎn)位置1675.67m至水平段入口點(diǎn)1660.2m下入?177.8mm篩管，1660.2～1670.28m下入?177.8mm光管，1670.28～1887.06m段下入篩管。采用優(yōu)化軟件設(shè)計了該井均衡注汽方案：通過模擬直井段和水平段熱損失和熱力半徑，模擬蒸汽入流剖面，預(yù)測蒸汽錐進(jìn)程度，優(yōu)化分隔位置及段長，優(yōu)化注汽閥位置和計算注汽量。金海采油廠某井細(xì)化分段優(yōu)化后結(jié)果如圖5所示。

圖5 金海采油廠某井細(xì)化分段優(yōu)化后結(jié)果

表3 遼河金海采油廠某井生產(chǎn)情況

為提高注入效率，需對注汽管柱進(jìn)行結(jié)構(gòu)參數(shù)（注汽閥尺寸）優(yōu)化設(shè)計，從而實現(xiàn)均勻的注入剖面，提高蒸汽驅(qū)油產(chǎn)量。以保證加熱剖面足夠均勻為目標(biāo)，結(jié)合井筒附近滲透率分布情況，進(jìn)一步細(xì)化分段結(jié)果，優(yōu)化注汽閥尺寸優(yōu)化設(shè)計，優(yōu)化結(jié)果如表4所示。

表4 優(yōu)化后均衡注蒸汽過程模擬計算結(jié)果

通過圖6可以看到，通過注汽閥尺寸優(yōu)化，加熱帶半徑明顯增大，日產(chǎn)油量也得到了提高，可以證明該軟件的計算精度滿足現(xiàn)場工藝要求。

圖6 優(yōu)化后均衡注蒸汽過程模擬計算結(jié)果

4 結(jié)論

（1）稠油熱采水平井分段完井分段注汽技術(shù)可根據(jù)水平段動用情況分段獨(dú)立注汽，從而有效改善水平段的吸汽剖面，提高了水平井均勻動用程度，提升了水平井開發(fā)效果，為老油田稠油難采難動用儲量開發(fā)提供了一項新的有效手段。

（2）本次研究主要側(cè)重于測試CMG數(shù)值模擬軟件對不同注汽方式的模擬能力，但是由于本次研究基于機(jī)理模型，模型本身的非均質(zhì)性不夠突出，封隔器和孔板的位置、數(shù)量及參數(shù)配置都沒有充分優(yōu)化，因此研究結(jié)果中沒有充分體現(xiàn)出注汽配汽閥的作用。

（3）建議下一步在現(xiàn)場實際模型上，針對汽竄嚴(yán)重或水平段動用不均勻的井進(jìn)行注汽配汽閥的參數(shù)優(yōu)化研究，有針對性地解決稠油水平井開發(fā)過程中遇到的實際問題。