稠油水平井蒸汽吞吐完井與注汽方式優(yōu)化

尹虎 （西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川 成都610500）

劉輝 （中石油西南油氣田分公司采氣工程研究院，四川 廣漢618300）

田璐 （西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川 成都610500）

在我國的稠油水平井熱采實踐中，主要采用了水平井篩管完井雙管注汽和水平井篩管完井單管＋配注器注汽方式進行開發(fā)［1，2］，由于受水平段長度和油層非均質(zhì)性等因素的影響，水平段儲層吸汽不均衡、動用效果不理想的難題并未得到有效解決［3］。通過分析可知，引起水平段儲層吸汽不均衡的主要原因在于［4］：①在長水平段水平井中，因蒸汽管流、環(huán)流時熱量損失和流經(jīng)注汽孔時分流而導(dǎo)致的水平段跟趾端干度差異大是引起儲層吸汽不均衡的一個重要因素；②隨著儲層非均質(zhì)程度的增加，注汽管柱與篩管環(huán)空、篩管與裸眼環(huán)空的蒸汽竄流極易引起水平段儲層吸汽不均衡。

因此，為了改善稠油水平井全水平儲層段的動用效果，基于單注汽點有效控制范圍理論，優(yōu)化了水平井完井、注汽管串結(jié)構(gòu)，結(jié)合數(shù)值模擬方法，對水平井完井、注汽優(yōu)化方式的開發(fā)效果進行了對比評價。

1 單注汽點有效控制范圍理論與管串結(jié)構(gòu)優(yōu)化

1.1 單注汽點有效控制范圍理論

數(shù)值模擬及室內(nèi)試驗研究表明［5］，在同一水平段長度條件下，隨著注汽點個數(shù)的增加，油井累計線產(chǎn)油量 （單位水平段長度累計產(chǎn)油量）增加，但增加的趨勢逐漸變緩，存在一個定水平段長度下的最優(yōu)注汽點個數(shù)，即從每一個注汽點注入蒸汽的有效波及控制范圍是有限的。單注汽點有效控制范圍理論可為水平井水平段的優(yōu)化分段提供理論依據(jù)。

1.2 水平井完井、注汽管串結(jié)構(gòu)優(yōu)化

水平井篩管完井單管＋配注器注汽方式管串結(jié)構(gòu)如圖1所示，注汽管柱、篩管及裸眼之間的環(huán)空易發(fā)生蒸汽竄流而引起水平儲層段吸汽不均衡，通過分析提出了水平井分段完井分段注汽管串結(jié)構(gòu)的優(yōu)化思路：以單注汽點有效控制范圍理論為基礎(chǔ)，利用分隔工具 （封隔器）將水平段分隔成多個獨立的注汽單元，實現(xiàn)每個單元定量注汽，消除蒸汽分流與儲層非均質(zhì)性對吞吐效果的影響［6，7］。管串結(jié)構(gòu)優(yōu)化后的簡化模型如圖2所示。

耐高溫管外封隔器＋篩管＋耐高溫管外封隔器為一個分級完井單元，注汽封隔器＋隔熱管＋配注器＋隔熱管＋注汽封隔器為一個分級注汽單元，分級注汽單元數(shù)量與分級完井單元數(shù)量相對應(yīng)［8～10］。

圖1 水平井單管＋配注器注汽方式管串結(jié)構(gòu) 圖2 水平井完井、注汽管串結(jié)構(gòu)優(yōu)化

2 油藏模型建立與數(shù)據(jù)錄入

2.1 油藏模型建立

依據(jù)區(qū)塊稠油儲層特征，采用油藏數(shù)值模擬軟件中的熱采模擬器建立計算井單井三維地質(zhì)模型，其網(wǎng)格劃分為80×50×15（橫向I×縱向J×垂向K），網(wǎng)格節(jié)點總數(shù)：80×50×15＝60000，其中每一個網(wǎng)格單元的值為：l×d×h＝10m×2m×1m （橫向值l×縱向值d×垂向值h）。為了保證模擬計算的效果，將水平井筒附近網(wǎng)格進行局部加密，做進一步的離散化處理，得到加密網(wǎng)格UBA （網(wǎng)格地址）（i，j，k）值的取值范圍為：i＝10～n（n值的大小由水平井水平段長度決定，在模型中的取值范圍為：9＜n＜71），j＝25，k＝10，加密網(wǎng)格劃分為3×3×3，加密網(wǎng)格總數(shù)為9n－81。

2.2 油藏數(shù)據(jù)錄入

油藏基礎(chǔ)數(shù)據(jù)：油藏埋深295m，原始地層壓力2．92MPa， 原 始 地 層 溫 度35℃，平均孔隙度30%，平均滲透率1375mD，水平平均滲透率1890mD，垂直平均滲透率975mD，初始含油飽和度65%。

黏溫關(guān)系數(shù)據(jù)：計算區(qū)塊的原油黏溫關(guān)系比較敏感，溫度每升高10℃，原油黏度就降低50%～70%，并且在60℃的條件下就具有較好的流動性，計算區(qū)塊的原油黏溫關(guān)系如圖3所示。

油水、油汽相對滲透率關(guān)系數(shù)據(jù)：地層原油與水的相對滲透率關(guān)系如圖4所示；地層原油與注入蒸汽相對滲透率關(guān)系如圖5所示。

圖3 計算區(qū)塊的原油黏溫關(guān)系曲線

圖4 油水相對滲透率關(guān)系

圖5 油汽相對滲透率關(guān)系

3 水平井完井與注汽方式優(yōu)化評價

建立水平井單井地質(zhì)模型，水平段長度由跟趾端UBA值 （網(wǎng)格地址）確定。依據(jù)單注汽點有效控制范圍理論，將水平段分隔成3個注汽單元，各注汽單元按照地質(zhì)條件配注的注汽強度為12．5m3／m，地面注汽壓力為5MPa，蒸汽干度為0．7，注汽溫度為300℃，注汽時間為10d，燜井時間為5d，注采5個周期后停止計算。

3.1 完井與注汽方式優(yōu)化前后開發(fā)效果對比

以生產(chǎn)井最小井底流壓為約束條件，均質(zhì)儲層條件下水平段長度400m，注采5個周期后，3種不同完井注汽方式的累計產(chǎn)油量對比結(jié)果如圖6所示；不同水平段長度條件下的水平井蒸汽吞吐累計線產(chǎn)油量對比結(jié)果如圖7所示。

圖6 3種不同完井注汽方式累計產(chǎn)油量對比

圖7 不同水平段長度水平井蒸汽吞吐累計線產(chǎn)油量對比

從圖6可知，注采5個周期后，與常規(guī)完井雙管注汽和單管＋配注器注汽方式相比，優(yōu)化后的水平井分段完井分段注汽方式累計產(chǎn)油量最高，吞吐效果更好。從圖7可知，隨著水平段長度的增加，優(yōu)化后的水平井分段完井分段注汽方式增油效果更明顯，水平井分段完井分段注汽方式可有效改善長水平段水平井的蒸汽吞吐開發(fā)效果。

3.2 儲層非均質(zhì)性對開發(fā)效果的影響

利用建立的分析模型，分別對2套非均質(zhì)儲層 （儲層2非均質(zhì)程度高于儲層1非均質(zhì)程度）條件下的分段完井分段注汽吞吐效果進行預(yù)測，與單管＋配注器注汽方式的累計產(chǎn)油量對比結(jié)果如圖8所示。

從圖8可知，在非均質(zhì)儲層條件下，設(shè)置相同的注汽點數(shù)，分段完井分段注汽方式累計產(chǎn)油量比常規(guī)完井單管＋配注器注汽方式的累計產(chǎn)油量更高，分段完井分段注汽方式的開發(fā)效果更好。

圖8 不同水平段長度水平井蒸汽吞吐累計線產(chǎn)油量對比

4 結(jié)論

1）隨著水平段長度或儲層非均質(zhì)程度的增加，因各注汽點蒸汽能量分配差異而引起的水平段儲層動用不均衡的現(xiàn)象更加嚴(yán)重。

2）數(shù)值模擬計算結(jié)果顯示，優(yōu)化的稠油水平井分段完井分段注汽方式可獲得更優(yōu)的累計產(chǎn)油量，特別在長水平段儲層條件或非均質(zhì)程度較高的儲層條件下，增油效果明顯。

3）優(yōu)化的稠油水平井分段完井分段注汽方式，實現(xiàn)了各單元獨立、定量配注，消除了因分流作用和儲層非均質(zhì)引起的蒸汽分配不均衡，提高了蒸汽的有效利用率，保證了儲層的動用效果。

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