稠油油藏组合蒸汽吞吐的分区方法

作者:赵红雨; 刊名:特种油气藏 上传者:荣发家

【摘要】针对组合蒸汽吞吐技术缺少简单明确、科学可靠分区方法的问题,依托数值模拟方法,建立稠油油藏蒸汽吞吐井间汽窜的数值模拟模型,研究渗透率突进系数、原油黏度、油层厚度、井间压力梯度等因素与蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的定量关系。利用多元非线性回归方法建立多因素影响下蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的预测模型,利用蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的不同,实现组合蒸汽吞吐区的定量划分。以王庄油田坨82块为例,采用所建立的模型对相邻蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期进行了计算。实践证明,该模型应用简单方便,结果可靠,实现了不同注汽能力下的组合蒸汽吞吐区的定量划分,满足矿场应用的需要。

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0引言蒸汽吞吐是中国国内稠油油藏最主要的开发方式[1-2],开发初期可获得较高的周期油汽比,但随蒸汽吞吐周期的增加,周期开发效果逐渐变差,其中,蒸汽吞吐井间汽窜是热利用率降低,周期产油量下降的重要原因[3-7]。组合蒸汽吞吐将邻近的几口油井划为一个组合蒸汽吞吐区,同一组合蒸汽吞吐区内的油井同时注汽、同时生产,消除井间驱替压差,有效抑制蒸汽窜流,提高热利用率和周期产油量,矿场实践取得较好的开发效益[8-9]。但矿场注汽锅炉数量有限,无法满足一个蒸汽吞吐区块的几十口甚至上百口井同时组合吞吐,以往矿场实施组合蒸汽吞吐,多是人为划分组合蒸汽吞吐区,操作主观性强,缺少科学的分区方法。在数值模拟的基础上,明确蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的主控因素,定量分析单因素与蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的关系,利用多元非线性回归方法建立多因素影响下蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的预测模型,实现汽窜发生所在周期的定量计算,根据汽窜发生所在周期划分组合吞吐区,较好地解决了组合蒸汽吞吐技术科学分区的问题,为组合蒸汽吞吐的矿场实施提供有效的技术支持。1数值模型建立利用CMG软件中STARS模块,依据王庄油田坨82块地质情况,建立包含2口油井的数值模型。油藏埋深为1 230 m,油层厚度为10.2 m,平均孔隙度为30.6%,平均渗透率为1.86μm2,初始含油饱和度为0.6,地层温度为54℃,地层压力为12.3 MPa,地层条件下原油黏度为3 789 m Pa·s。为准确反映蒸汽吞吐井间汽窜规律,在该模型中考虑油井出砂[10-18],砂粒分为可动砂和骨架砂,骨架砂在任何条件下都不会发生运移,可动砂初始位置固定,当地层流体流速大于临界流速时可以发生溶蚀、脱落并运移。油井出砂后,会造成地层近井地带孔隙度和渗透率的升高,加剧地层的非均质性,蒸汽吞吐井注汽过程中蒸汽易沿高渗通道快速突进到邻近井,从而发生井间汽窜。2汽窜发生所在周期影响因素分析影响蒸汽吞吐井间汽窜的因素除地层非均质、原油黏度、油层厚度等静态因素,还应包括投产时间、蒸汽吞吐周期、注汽量、采液量、井距等动态因素,井间压力梯度综合了各动态因素对汽窜发生所在周期的影响,因此,文中采用井间压力梯度表征动态因素的综合影响。2.1渗透率突进系数渗透率突进系数是汽窜方向的渗透率与平均渗透率比值,表征地层非均质的大小。利用上述数值模型,计算渗透率突进系数分别为1.1、1.2、1.4、1.6、2.0时井间汽窜发生所在周期(图1)。结果表明,汽窜发生所在周期随渗透率突进系数的增加显著提前,汽窜发生所在周期与渗透率突进系数呈较好的幂率关系。2.2原油黏度原油黏度是影响地下原油流动能力的主要因素,模拟计算地层原油黏度分别为3789、9136、20537、27128、35426 m Pa·s时蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期(图2)。结果表明,随原油黏度的增加,蒸汽和热水越易发生窜流,汽窜发生所在周期越早,且汽窜发生所在周期与原油黏度呈较好的线性关系。图1汽窜发生所在周期与渗透率突进系数关系曲线图2汽窜发生所在周期与原油黏度关系曲线2.3油层厚度选取油层厚度分别为5、10、15、20、30 m,研究油层厚度对汽窜发生所在周期的影响(图3)。结果图3汽窜发生所在周期与油层厚度关系曲线表明,汽窜发生所在周期随油层厚度的增加而提前,两者间呈对数关系,但油层厚度对汽窜发生所在周期的影响幅度相对较小。2.4井间压力梯度模拟计算井间压力梯度分别为0.01、0.02、0.03、0.04、0.05 MPa/m时蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期(图4)。结果表明,井间压力梯度

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