熱采井注入壓力影響因素灰色關(guān)聯(lián)分析

林濤，孫永濤，孫玉豹，張衛(wèi)行，張偉，宋宏志

中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津300450

熱采井注入壓力影響因素灰色關(guān)聯(lián)分析

林濤，孫永濤，孫玉豹，張衛(wèi)行，張偉，宋宏志

中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津300450

海上稠油油田采用多元熱流體熱采技術(shù)取得了顯著的效果，但有些熱采井注入壓力高、注入速度低，無法按工藝設(shè)計(jì)要求實(shí)現(xiàn)注入，因而需對(duì)目前認(rèn)識(shí)尚不清楚的注入壓力影響因素進(jìn)行研究。文章結(jié)合工程實(shí)際，通過對(duì)現(xiàn)場(chǎng)7口典型井的注入壓力及相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，包括黏度、滲透率、孔隙度、注入速度、靜壓、水平段長(zhǎng)度共6項(xiàng)因素，運(yùn)用灰色系統(tǒng)理論中的關(guān)聯(lián)分析原理，分析了影響注入壓力的各種因素的關(guān)聯(lián)度。對(duì)相關(guān)的6個(gè)影響因素的分析表明，油藏本身的物性條件，如孔隙度、滲透率對(duì)注入壓力的影響非常大，注入流體的速度和水平段的長(zhǎng)度也明顯影響注入壓力，研究成果為下一步優(yōu)化多元熱流體注入能力提供了技術(shù)依據(jù)。

海上稠油油田；多元熱流體；注入壓力；灰色關(guān)聯(lián)；影響因素

0 引言

中國(guó)海上油田原油儲(chǔ)量豐富，其中稠油儲(chǔ)量也較大。對(duì)于稠油油田，常規(guī)注水冷采開發(fā)難以大幅度提高原油采收率，稠油熱采是稠油開采的較佳方式[1]。近年來，稠油熱采技術(shù)開始應(yīng)用于海上油田，目前主要以多元熱流體熱采為主。多元熱流體熱采是一種新型的熱采技術(shù)，它是通過燃燒產(chǎn)生高溫高壓的水蒸氣、CO2及N2等混合氣體進(jìn)行熱采的，具有氣體混相驅(qū)（氮?dú)怛?qū)、二氧化碳驅(qū)）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)）的綜合優(yōu)點(diǎn)[2-4]。在海上油田采用吞吐式熱采技術(shù)后，其優(yōu)勢(shì)更加顯著。

隨著海上稠油熱采技術(shù)應(yīng)用規(guī)模的逐步擴(kuò)大，諸多實(shí)際問題逐步暴露出來。對(duì)于一些原油黏度較大、儲(chǔ)層埋藏相對(duì)較深、原始地層壓力較大的油藏，吸汽能力低、注汽困難是制約其有效開發(fā)的關(guān)鍵因素，表現(xiàn)為熱采井的注入壓力高、注入速度低，嚴(yán)重影響了熱采作業(yè)。影響熱采井注入壓力的因素有哪些，哪些因素是主要的，哪些是次要的，如何治理，都是需要解決的問題。通過統(tǒng)計(jì)現(xiàn)場(chǎng)熱采井的數(shù)據(jù)，應(yīng)用灰色關(guān)聯(lián)理論進(jìn)行熱采井注入壓力影響因素的分析，是提出針對(duì)性治理技術(shù)措施的基礎(chǔ)。

1 熱采井注入壓力統(tǒng)計(jì)

1.1 油田概況

渤海灣某稠油油田B區(qū)地層原油黏度為450～950 mPa·s，油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段，儲(chǔ)層為河流相沉積砂體，具有高孔、高滲及非均質(zhì)性較強(qiáng)的特征。該區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜，油藏類型眾多，以巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏為主，區(qū)塊內(nèi)的主力砂體邊、底水相對(duì)較為發(fā)育，水體倍數(shù)為3～5倍。該油田B區(qū)于2005年9月投產(chǎn)，利用天然能量開發(fā)，表現(xiàn)出海上特稠油油田典型的“三低特征”[5]：

（1）單井產(chǎn)能低，定向井初期產(chǎn)能僅為18 m3/d，水平井初期產(chǎn)能平均僅為35 m3/d。

（2）采油速度低，高峰采油速度僅為0.3%。

（3）采收率低，預(yù)測(cè)常規(guī)開發(fā)采收率僅為4.2%[6]。

1.2 注入壓力統(tǒng)計(jì)

為提高單井產(chǎn)能，從而提高采油速度和最終采收率，自2008年始，在該區(qū)實(shí)施多元熱流體熱采吞吐技術(shù)，熱采井均為水平井，熱采后的單井產(chǎn)能為常規(guī)產(chǎn)能的1.5～3.0倍，取得了較好的效果。在現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)中，能否按照工藝設(shè)計(jì)完成注入量，注入壓力是其中一項(xiàng)關(guān)鍵因素。

熱采井熱采過程包括注熱、燜井、放噴三個(gè)階段，其中注熱階段是向地層注入熱流體。注水的研究結(jié)果表明，孔隙度、滲透率、流體壓力和圍壓均對(duì)注水壓力產(chǎn)生影響[7]；同時(shí)注熱流體過程也是一個(gè)注熱過程，原油黏度具有隨溫度增加而大幅度下降的敏感性，所以原油黏度也對(duì)注入壓力產(chǎn)生影響；另外注入流體的其他性質(zhì)，如流體的注入速度等也會(huì)對(duì)注入壓力產(chǎn)生影響。

從熱采井中選取典型的7口井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，考慮了實(shí)際注入壓力、黏度、滲透率、孔隙度、注入速度、靜壓、水平段長(zhǎng)度共7項(xiàng)因素，見表1。

表1 熱采井注入情況統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)

2 灰色理論分析

注入壓力和多種因素有關(guān)，其中主要因素和次要因素目前尚未劃分清楚。只有比較準(zhǔn)確地認(rèn)識(shí)注入壓力的影響因素，才能有針對(duì)性地提出治理措施，保障工藝的有效實(shí)施?；疑P(guān)聯(lián)分析為解決這個(gè)問題提供了一種行之有效的方法?；疑到y(tǒng)理論認(rèn)為，任何隨機(jī)過程都在一定幅度范圍和一定時(shí)區(qū)內(nèi)變化[8]。對(duì)注入壓力來說，黏度、滲透率、孔隙度等各敏感特性參數(shù)不是確定值，而是有一定的變化范圍，即灰數(shù)。它們作為灰色系統(tǒng)是有整體功能的，具有某種潛在規(guī)律。

2.1 確定分析數(shù)列

確定反映系統(tǒng)行為特征的參考數(shù)列和影響系統(tǒng)行為的比較數(shù)列。反映系統(tǒng)行為特征的數(shù)據(jù)序列，稱為參考數(shù)列，選擇注入壓力作為參考數(shù)列，反映了黏度、滲透率、孔隙度等6種因素綜合作用的結(jié)果，記為：

而黏度、滲透率、孔隙度等6項(xiàng)數(shù)據(jù)則是從某一側(cè)面反映了不同組成的作用效果，故作為比較數(shù)列，記為：

2.2 原始數(shù)據(jù)變換

確定了參考數(shù)列、比較數(shù)列后，可構(gòu)成原始數(shù)據(jù)矩陣，見表2。

由于系統(tǒng)中各因素的物理意義不同，量綱一般也不同，數(shù)據(jù)取值范圍差別較大。因此，原始數(shù)據(jù)要進(jìn)行無量綱化處理，可采用均值化方法進(jìn)行處理，其表達(dá)式為：

2.3 關(guān)聯(lián)系數(shù)和關(guān)聯(lián)度

式中ξi（k）——第k個(gè)時(shí)刻比較數(shù)列對(duì)參考數(shù)列的關(guān)聯(lián)系數(shù)；

ρ——分辨系數(shù)，作用是削弱最大絕對(duì)差值太大而失真的影響，提高關(guān)聯(lián)系數(shù)之間的差異顯著性，一般取值為0～1，這里取ρ=0.5。

在定量分析影響系統(tǒng)發(fā)展的主要和次要因素時(shí)，對(duì)各個(gè)時(shí)刻的關(guān)聯(lián)系數(shù)取平均值，稱為關(guān)聯(lián)度[9]。

表2 注入壓力影響參數(shù)

式中ri——關(guān)聯(lián)度，其值越接近1，表示它們之間的關(guān)系越緊密。

通過式（1）～（5）計(jì)算各影響因素的關(guān)聯(lián)度大小并排序，見表3。

表3 比較數(shù)列與參考數(shù)列的關(guān)聯(lián)度

由表3可知，在6項(xiàng)影響因素中，孔隙度（第3項(xiàng)）影響最大，其次為滲透率和注入速度的影響。

還運(yùn)用了絕對(duì)關(guān)聯(lián)度、相對(duì)關(guān)聯(lián)度和綜合關(guān)聯(lián)度[10]的方法對(duì)數(shù)據(jù)序列進(jìn)行對(duì)比分析，見表4。

表4 關(guān)聯(lián)度及排序

由表4中綜合關(guān)聯(lián)度的分析可以看出，在6項(xiàng)影響因素中，滲透率的影響最大，其次為注入速度和水平段長(zhǎng)度。

通過采用上述不同的灰色關(guān)聯(lián)分析方法，可知油藏本身的物性條件，如孔隙度、滲透率對(duì)注入壓力的影響非常大，注入流體的速度和水平段的長(zhǎng)度也明顯影響注入壓力。

在現(xiàn)場(chǎng)，為進(jìn)一步提高油井的注入能力，應(yīng)采取相應(yīng)的措施，在新鉆油井時(shí)應(yīng)優(yōu)化水平段的長(zhǎng)度；在油井注熱前可采取酸化、注減阻劑等化學(xué)方式提高近井地帶的油藏物性；在注入壓力高時(shí)可采取降低注汽排量，或采用多輪次小排量吞吐的方法降低注入壓力。

3 結(jié)論

在熱采井注入壓力的眾多影響因素中，油藏本身的物性條件，如孔隙度、滲透率對(duì)于注入壓力的影響非常大，注入流體的速度和水平段的長(zhǎng)度也對(duì)注入壓力有明顯影響，通過采用灰色理論確定注入壓力的主要及次要影響因素，為后續(xù)海上稠油熱采多元熱流體吞吐優(yōu)化設(shè)計(jì)提供了依據(jù)。

[1]林濤，孫永濤，馬增華，等.多元熱流體熱采技術(shù)在海上探井測(cè)試中適應(yīng)性研究[J].海洋石油，2012，32（2）:51-53.

[2]唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[J].中國(guó)海上油氣，2011，23（3）:185-188.

[3]孫玉豹，孫永濤，林濤.渤海油田多元熱流體吞吐自噴期生產(chǎn)控制[J].石油化工應(yīng)用，2012，31（5）:10-12.

[4]林濤，孫永濤，馬增華，等.多元熱流體熱-氣降黏作用初步探討[J].海洋石油，2012，32（3）:74-76.

[5]黃穎輝，劉東，張風(fēng)義.南堡35-2南區(qū)特稠油油田弱凝膠提高采收率探討[J].石油地質(zhì)與工程，2012，26（2）:122-124.

[6]黃穎輝，劉東，羅義科.海上多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)規(guī)律研究[J].特種油氣藏，2013，20（2）:84-86.

[7]梁衛(wèi)東，姜貴璞，王麗敏，等.砂巖油田合理注水壓力的確定[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2004，28（4）:42-44.

[8]鄧聚龍.灰色理論基礎(chǔ)[M].武漢：華中科技大學(xué)出版社，2002.122-209.

[9]林濤，孫永濤，劉海濤，等.CO2、N2與蒸汽混合增效作用研究[J].斷塊油氣田，2013，20（2）:246-247，267.

[10]鄭軍偉.基于灰色系統(tǒng)理論的數(shù)據(jù)關(guān)聯(lián)度建模及其應(yīng)用[D]．杭州：杭州電子科技大學(xué)，2011.

Grey Correlation Analysis of Factors Affecting Injection Pressure in Thermal RecoveryWells

Lin Tao，Sun Yongtao，Sun Yubao，Zhang Weihang，Zhang Wei，Song Hongzhi
COSLOilfield Optimization R&D Institute，Tianjin 300450，China

It is obvious that remarkable results have been gotten by using multi-component thermal fluid technology for heavy oil recovery in offshore oilfields.However，it is difficult to inject thermal fluid according to the plan，especial for some wells of high injection pressure and low injection speed.Until now the factors affecting injection pressure are not clear.In order to solve this problem，reservoir engineering methods and field data analysis are combined.The relevant statistical data of 7 typical wells are collected，including viscosity，permeability，porosity，injection rate，static pressure and length of horizontal section.The correlation degrees of different factors affecting injection pressure are analyzed by using the principle of correlation analysis in grey system theory.The results show that physical properties of oil reservoir，such as porosity and permeability，have much effect on injection pressure，and injection rate of fluid and horizontal section length have also obvious effect on it.All the study results provide a technicalbasis for later injection capacity optimization of multi-component thermalfluid.

offshore heavy oilfield；multi-component thermalfluid；injection pressure；gray correlation；affecting factor

國(guó)家科技重大專項(xiàng)資助項(xiàng)目（2011ZX05026-005-001）

10.3969/j.issn.1001-2206.2014.06.015

林濤（1983-），男，四川成都人，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程油氣田開發(fā)工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事海上油田稠油熱采工藝技術(shù)方面的研究工作。

2014-04-22