肖 翠，劉 輝，杜建芬，郭 平，劉成均

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.中國石油西南油氣田公司采氣工程研究院，四川 廣漢 618300）

隨著稠油資源的日益開發(fā)及水平井技術(shù)的不斷發(fā)展，水平井注蒸汽采油已成為油田開采稠油的主要技術(shù)手段[1-2]。我國淺層稠油資源分布廣泛，儲量豐富，目前主要以蒸汽吞吐方式進(jìn)行開發(fā)[3]。稠油儲層埋深淺，天然能量弱，地層壓實(shí)作用差，膠結(jié)疏松，原油黏度大，流動(dòng)性差，油水關(guān)系復(fù)雜[4-6]，蒸汽重力超覆及蒸汽吞吐開采參數(shù)設(shè)計(jì)不合理易造成注入蒸汽利用率低，水平井段出砂嚴(yán)重，油井過早見水等復(fù)雜情況，嚴(yán)重影響稠油水平井的吞吐效果。為了改善淺層稠油蒸汽吞吐開采效果，更大限度地發(fā)揮水平井技術(shù)的優(yōu)勢，以油田生產(chǎn)實(shí)際為依據(jù)，結(jié)合數(shù)值模擬方法，對研究區(qū)淺層稠油蒸汽吞吐開采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。

1 建立淺層稠油油藏模型

以研究區(qū)油藏參數(shù)為依據(jù)[7-8]，并假設(shè)該稠油油藏儲層物性較好，層間無隔層、無尖滅層，無邊底水分布。利用數(shù)值模擬軟件CMG建立三維單井地質(zhì)模型（圖1），模型網(wǎng)格劃分為45×45×5，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)總數(shù)為10 125，網(wǎng)格單元為20m×20m×3m。

圖1 模型網(wǎng)格劃分Fig.1 Model grids division

1.1 模型基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

模型基礎(chǔ)數(shù)據(jù)包括：油藏頂部深度275m，油層有效厚度15m，平均孔隙度0.3，平均滲透率1.57 μm2，初始含油飽和度65%，巖石壓縮系數(shù)6.4×10-3MPa-1，水相壓縮系數(shù)5.2×10-4MPa-1，油相壓縮系數(shù)7.3×10-4MPa-1，原油密度 0.925 g/cm3，油層熱容量2.35×106J/（m3·℃），巖石導(dǎo)熱系數(shù)6.63×105J/（m·℃），水相導(dǎo)熱系數(shù)5.35×104J/（m·℃），油相導(dǎo)熱系數(shù)8.03×103J/（m·℃）。

地層原油黏溫關(guān)系見圖2；地層油水相對滲透率曲線關(guān)系見圖3。

1.2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合

圖2 地層原油黏溫關(guān)系曲線Fig.2 Relation curves of viscosity and temperature of formation crude

圖3 地層油水相對滲透率曲線Fig.3 Relative permeability curves of formation oil and water

為了提高建立模型與油藏實(shí)際的符合率，對區(qū)塊內(nèi)部分井首輪累積注汽量、累積產(chǎn)油量及累積產(chǎn)水量進(jìn)行了生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合。由擬合結(jié)果（表1）可知，累積產(chǎn)油量擬合誤差約為8.25%，累積產(chǎn)水量擬合誤差約為10.32%，擬合結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)基本吻合。

表1 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合結(jié)果Table 1 Historical fitting results of dynamic production

2 參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，對水平井眼在油層中的縱向位置、水平井段長度、注入?yún)?shù)進(jìn)行了優(yōu)化，從而確定合理的水平井蒸汽吞吐開采參數(shù)。

2.1 水平井眼縱向位置優(yōu)化

在油層縱向上部署水平井眼時(shí)，應(yīng)充分考慮由注入蒸汽與油藏流體密度差引起的超覆效應(yīng)及儲層底部油水復(fù)雜關(guān)系。分別對距離頂部距離為2.5m、5m、7.5m、10m、12.5m條件下的蒸汽吞吐效果進(jìn)行了模擬，計(jì)算結(jié)果見圖4。吞吐4個(gè)周期后，水平井眼距儲層頂部距離越大，油井累積產(chǎn)油量越高，油汽比越大，但油井產(chǎn)水量也越高，因此，綜合考慮確定水平井眼最優(yōu)距頂距離為10m，即將水平井眼部署于油層中下部為宜。

圖4 水平井眼縱向位置優(yōu)化結(jié)果Fig.4 Vertical position optimization results of horizontal holes

2.2 水平井段長度優(yōu)化

水平井段越長，油井與油層的接觸面積越大，泄油面積越廣，油井產(chǎn)量越高，但由于沿程壓降及熱量交換損失，當(dāng)水平井段達(dá)到一定長度后，再增加段長，水平趾端井段將難以形成有效的蒸汽波及區(qū)，水平井段長度存在臨界值。數(shù)值模擬設(shè)計(jì)日注汽量200m3，蒸汽干度0.7，蒸汽溫度300℃，注汽壓力6 MPa，水平井段長度分別為100m、150m、200m、250m、300m、350m、400m、450m、500m，計(jì)算結(jié)果見圖5，模擬結(jié)果表明：水平井段設(shè)計(jì)長度應(yīng)為250～350m。

圖5 水平井段長度優(yōu)化結(jié)果Fig.5 Length optimization results of horizontal sections

2.3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

2.3.1 注汽速度優(yōu)化

在四輪次總注汽量為14 436.9m3條件下，對注汽速度為100m3/d、150m3/d、200m3/d、250m3/d、300m3/d進(jìn)行了模擬，計(jì)算結(jié)果見表2。由表2可知，隨著注汽速度的增加，注汽周期縮短，由于受地層破裂及儲層吸汽能力有限的約束，注汽速度不能無限增大，當(dāng)注汽速度達(dá)到250m3/d時(shí)，累積產(chǎn)油量及油汽比達(dá)到峰值，因此，設(shè)計(jì)注汽速度為200～250m3/d為宜。

表2 注汽速度優(yōu)化結(jié)果Table 2 Optimization results of steam injection speed

2.3.2 注汽壓力優(yōu)化

對注汽壓力3 MPa、4 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa進(jìn)行了模擬，計(jì)算結(jié)果見表3。由表3可知，隨著注汽壓力的增加，累積產(chǎn)油量及累積油汽比均增大，但當(dāng)注汽壓力達(dá)到一定程度時(shí)，可能會出現(xiàn)非設(shè)計(jì)性儲層壓裂的復(fù)雜情況，造成蒸汽竄流，影響油井正常生產(chǎn)，從安全性和有效性角度出發(fā)，注汽壓力設(shè)計(jì)為5～6 MPa為宜。

表3 注汽壓力優(yōu)化結(jié)果Table 3 Optimization results of steam injection pressure

2.3.3 蒸汽干度優(yōu)化

不同干度的蒸汽所具有的熱焓值不同，干度越高，熱焓值越大，對稠油的熱激勵(lì)效果越好。對注入蒸汽干度為0.4、0.5、0.6、0.7、0.8的吞吐效果進(jìn)行了模擬，計(jì)算結(jié)果見表4。由表4可以看出：注入蒸汽干度越大，油井吞吐效果越好，但從制汽設(shè)備工作持續(xù)性及經(jīng)濟(jì)性方面考慮，注入蒸汽干度不能太大，設(shè)計(jì)為0.7～0.8為宜。

表4 蒸汽干度優(yōu)化結(jié)果Table 4 Optimization results of steam injection quality

2.3.4 蒸汽溫度優(yōu)化

注入蒸汽溫度越高，降黏效果越好，但同時(shí)也增加了投入成本。模擬注入蒸汽溫度在150℃、200℃、250℃、300℃、350℃條件下的吞吐效果，計(jì)算結(jié)果見表5。對黏溫關(guān)系及投入產(chǎn)出關(guān)系進(jìn)行綜合考慮，確定注入蒸汽溫度為300℃。

表5 蒸汽溫度優(yōu)化結(jié)果Table 5 Optimization results of steam injection temperature

3 應(yīng)用效果評價(jià)

該參數(shù)優(yōu)化結(jié)果已成功應(yīng)用于研究區(qū)某淺層稠油油藏水平蒸汽吞吐井20余井次，連續(xù)吞吐三個(gè)周期后，平均單井累積注汽量7 232m3，平均單井累積產(chǎn)油量4 673t，相比鄰井，累積增油達(dá)560t，開發(fā)效果得到了有效改善。

4 結(jié)論

1）綜合考慮蒸汽超覆效應(yīng)及油水關(guān)系，最優(yōu)水平井眼縱向位置應(yīng)位于儲層中下部。

2）數(shù)模結(jié)果表明，研究區(qū)淺層稠油水平井蒸汽吞吐開采參數(shù)優(yōu)化為：水平井段長度250～350m，注汽速度200～250m3/d，注汽壓力5～6 MPa，蒸汽干度0.7～0.8，蒸汽溫度300℃。

3）應(yīng)用結(jié)果表明：數(shù)模研究和實(shí)際生產(chǎn)相結(jié)合優(yōu)選出的開采參數(shù)能有效提高油井產(chǎn)量，改善水平井蒸汽吞吐效果。

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