平面非均質(zhì)性對稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響

屈亞光，安桂榮，丁祖鵬，張 偉，張 鵬

(1．海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100027;2．中海油研究總院，北京100027)

蒸汽驅(qū)是針對稠油油藏提出的一種有效的采油方法，并在現(xiàn)場得到大規(guī)模的工業(yè)應(yīng)用，成為蒸汽吞吐提高采收率后又一種有效方法，取得了很好的應(yīng)用效果［1-5］。

蒸汽驅(qū)是指按優(yōu)選的開發(fā)層系、井網(wǎng)、井距、射孔層段等，由注入井連續(xù)向油層注入高溫蒸汽，加熱并驅(qū)替原油由生產(chǎn)井采出的開采方式［6-8］。稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)效果受到地質(zhì)因素和開發(fā)因素的共同影響［9-15］。由于油藏的平面非均質(zhì)性的存在，必然會影響不同注采井網(wǎng)的開發(fā)效果。本文以某一稠油油藏為背景，利用油藏數(shù)值模擬方法研究油藏平面非均質(zhì)性分布對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響，為提高稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)效果提供參考。

1 稠油蒸汽驅(qū)開采機理

稠油蒸汽驅(qū)相對常規(guī)水驅(qū)油藏開采機理復(fù)雜得多，一般情況下，稠油油藏蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率能夠達到80%左右，要遠高于水驅(qū)油藏，同時由于注蒸汽穩(wěn)定性要優(yōu)于注水，對于非均質(zhì)較強的油層來說，蒸汽驅(qū)的波及效率也要大大超過水驅(qū)。因此，稠油油藏蒸汽驅(qū)的最終采收率可達50%左右［10］，遠高于水驅(qū)采收率。

蒸汽驅(qū)的主要機理主要包括如下幾點:①油藏溫度升高，油的黏度隨之降低，從而可以改善油層中水油流度比，進而提高驅(qū)替效率和波及效率;②蒸汽蒸餾作用和油的混相驅(qū)作用;③原油受熱后體積膨脹的驅(qū)油作用;④蒸汽剝離巖石表面油膜的剝離脫油作用;⑤提高油藏滲透率;⑥潤濕性的變化;⑦重力分異作用［9-15］。

2 油藏非均質(zhì)性分布及數(shù)值模型建立

以某一稠油油藏作為研究對象，該油藏為以陸源碎屑沉積為主的三角洲沉積體系，根據(jù)油田的沉積環(huán)境和沉積特征，儲層三角洲的亞相類型主要為前緣斜坡亞相，儲層沉積微相可以細分為水下分流河道、水下分流河道間、河口砂壩和前緣薄層砂。不同沉積微相中，儲層的物性差別較大，沉積微相展布形態(tài)將直接決定油藏的平面非均質(zhì)性程度。

沉積微相的平面展布關(guān)系到油藏滲透率、儲層厚度及儲層幾何形態(tài)的分布規(guī)律。本油藏平面非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為滲透率平面非均質(zhì)性、厚度非均質(zhì)性和砂體幾何形態(tài)非均質(zhì)性3種類型，如圖1所示。按照油田的儲層沉積微相分布規(guī)律，首先建立如圖1所示的概念油藏地質(zhì)模型。為保證數(shù)值計算的收斂性，選用實際油藏的原油高壓物性和地層傳熱系數(shù)等參數(shù)建立油藏數(shù)值模擬模型，保證每一類模型具有相同的工作制度。

該油藏基本物性參數(shù)如表1所示，可看出不同沉積微相中砂體的物性分布是不同的，那么不同的注采井位部署方式必然會影響蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果。應(yīng)用油藏數(shù)值模擬方法，依據(jù)實際油藏流體高壓物性、3類平面非均質(zhì)概念地質(zhì)模型建立油藏數(shù)值模擬模型，使用廣泛應(yīng)用的商業(yè)數(shù)值模擬軟件 ECLIPSE熱采模塊完成所有方案的數(shù)值計算。

圖1 三類非均質(zhì)概念地質(zhì)模型Fig．1 Geological models of three kinds of heterogeneous concepts

表1 油藏基本參數(shù)Tab．1 Basic parameters of reservoir

3 滲透率平面非均質(zhì)性對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響

實際油藏中沉積微相的接觸關(guān)系可以分為3類:水下分流河道和水下分流間接觸、水下分流河道和前緣薄層砂接觸、水下分流間和前緣薄層砂接觸。不同沉積微相內(nèi)砂體的滲透率分布存在較大差異，注采井部署方式會影響油田蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果。以水下分流河道和水下分流間接觸為例闡述設(shè)計的實驗對比方案。如圖2所示。不同沉積微相內(nèi)油層滲透率不同，參照表1中數(shù)據(jù)，同時假設(shè)油藏儲層厚度及幾何形態(tài)均質(zhì)分布，設(shè)計了高滲帶注氣、低滲帶采油和高滲帶采油、低滲帶注氣2種對比方案，工作制度為注氣井定注入壓力(9 MPa)、油井定井底流壓(6 MPa)。

圖2 滲透率非均質(zhì)性實驗對比方案Fig．2 Contrast of permeability heterogeneity test schemes

依據(jù)沉積微相接觸關(guān)系設(shè)計3類實驗對比方案，滲透率級差從大到小分別為6、3、2，共建立了6個數(shù)值模擬模型。通過數(shù)值模擬計算，可得到每個方案的初期產(chǎn)能和累產(chǎn)油量，如圖3所示。在同樣的工作制度下，注采方式為(高采低注)油井位于水下分流河道(高滲帶)、注氣井位于前緣薄層砂(低滲帶)時累產(chǎn)油高于(高注低采)油井位于前緣薄層砂(低滲帶)、注氣井位于水下分流河道(高滲帶)。同時可進一步得出不同滲透率級差時同樣工作制度下不同注采方式的累產(chǎn)油和差值，如圖4所示。滲透率級差越大，累產(chǎn)油差值越大。如當滲透率級差為6時，不同注采方式的累產(chǎn)油相差3．53×104m3，油井位于水下分流河道(高滲帶)、注氣井位于前緣薄層砂(低滲帶)時累積產(chǎn)油量高。隨著滲透率級差減小，不同注采方式的初期產(chǎn)能差別也隨之變小，當滲透率級差為2時累產(chǎn)油差值為1．56×104m3。

圖3 滲透率級差為6時的不同注采方式的累積產(chǎn)油量Fig．3 Cumulative oil production of different injection-production ways when the permeability difference is 6

圖4 不同滲透率級差不同注采方式間累積產(chǎn)油量差值Fig．4 Difference in cumulative oil production of different injection-production ways under different permeability difference

通過以上分析可得出蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果與注采井和沉積微相的相對位置有關(guān)，在相同的注入壓力和流壓條件下，不同注采方式開發(fā)效果存在差異。通過分析地層壓力分布規(guī)律，如圖5所示，可以看出高注低采時，注入端地層壓力明顯高于采出端，地層平均壓力高，壓力波從高滲帶向低滲帶傳播時阻力要大于壓力從低滲帶向高滲帶傳播;注入井附近流體從高滲帶向低滲帶滲流速度慢，導(dǎo)致注入井附近壓力上升快，整個地層泄壓效果差。由于2種注采方式下注氣井注入壓力相同，因此，高注低采時注入量小于高采低注。

從地層的溫度場分布也可以看出，在同樣條件下，高采低注時蒸汽驅(qū)的波及面積要大于高注低采，因此，高采低注的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果要優(yōu)于高注低采。

圖5 滲透率級差為6時的不同注采方式地層壓力場和溫度場分布Fig．5 Reservoir pressure and temperature distributions in different injection-production ways as the permeability difference is 6

4 砂體厚度分布和幾何形態(tài)非均質(zhì)性對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響

根據(jù)實際油藏砂體厚度和幾何形態(tài)非均質(zhì)分布特征建立模型，分析不同注采方式的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。砂體厚度的非均質(zhì)模型與滲透率非均質(zhì)模型相同，如圖2所示，砂體厚度分布按照沉積微相接觸關(guān)系設(shè)計3種，參數(shù)如表1所示，厚度級差從大到小分別為6、3、2。幾何形態(tài)的非均質(zhì)模型如圖6所示，共設(shè)計了3類模型，左右砂體的寬度比值分別為6、3、2。

砂體厚度和幾何形態(tài)非均質(zhì)模型分別設(shè)計了厚注薄采、厚采薄注和寬采窄注、寬注窄采兩種對比方案，工作制度為注氣井定注入壓力(9 MPa)、油井定井底流壓(6 MPa)。

圖6 砂體幾何形態(tài)非均質(zhì)模型Fig．6 Heterogeneous models of sandbody geometry

通過數(shù)值模擬計算，得到每個對比方案的累產(chǎn)油量，得出厚度非均質(zhì)模型在同樣注采條件下采油井位于砂體厚的區(qū)域、注氣井位于砂體薄的區(qū)域時，累產(chǎn)油量高于采油井位于砂體薄的區(qū)域、注氣井位于砂體厚的區(qū)域。同時可以得到不同厚度級差條件下的不同注采方式之間的累產(chǎn)油差值，如圖7所示，當砂體厚度級差越大時累產(chǎn)油差值也越大。

對于砂體幾何形態(tài)非均質(zhì)模型，在相同注采條件下采油井位于砂體寬的區(qū)域、注氣井位于砂體窄的區(qū)域時，累產(chǎn)油量均高于采油井位于砂體窄的區(qū)域、注氣井位于砂體寬的區(qū)域。

砂體厚度分布和幾何形態(tài)非均質(zhì)性對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響機理與滲透率非均質(zhì)性類似，主要是不同注采方式下流體從一種沉積微相流動到另一種沉積微相中滲流阻力不同，壓力波傳播速度存在差異，導(dǎo)致地層泄壓效果不同，從而影響開發(fā)效果。

圖7 兩類非均質(zhì)不同級差不同注采方式累產(chǎn)油差值Fig．7 Difference in cumulative oil production of two injection-production ways of two kinds of heterogeneous models under different difference

5 敏感性分析

以上分別研究了3類非均質(zhì)性條件下不同注采方式的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。為了明確不同非均質(zhì)性對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響程度，基于以上建立的3類非均質(zhì)油藏數(shù)值模擬模型，同時又補充了5組對比方案，滲透率非均質(zhì)性考慮了左右砂體級差分別為2、3、4、6、10 共5 組對比方案，厚度非均質(zhì)性同樣考慮了左右砂體厚度比值為2、3、4、6、10共5組對比方案，幾何形態(tài)考慮左右砂體寬度比值為2、3、4、6共4組方案。

通過定義一個變化系數(shù)來衡量不同非均質(zhì)性的影響程度，變化系數(shù)可用每一類非均質(zhì)模型累產(chǎn)油高值與累產(chǎn)油低值的差值與累產(chǎn)油高值之比表示。由此可計算出3類非均質(zhì)不同級差條件下的變化系數(shù)，如圖8所示?？煽闯鲈谕瑯拥募壊顥l件下，砂體滲透率非均質(zhì)的變化系數(shù)最大，砂體幾何形態(tài)非均質(zhì)變化系數(shù)最小。由此得出，滲透率平面非均質(zhì)性影響程度最大，砂體厚度非均質(zhì)性次之，砂體幾何形態(tài)非均質(zhì)性影響程度最小。根據(jù)擬合曲線的斜率可看出，厚度非均質(zhì)性和幾何形態(tài)非均質(zhì)性變化系數(shù)的變化幅度大致相當，斜率在0．036左右，但是要低于滲透率非均質(zhì)性變化幅度，直線斜率為0．092。

圖8 三類非均質(zhì)不同級差條件下的變化系數(shù)Fig．8 Variation coefficient of three kinds of heterogeneous models under different difference

6 結(jié)論

(1)對于砂體滲透率和厚度非均質(zhì)性，在同樣的工作制度下，注采方式為高采低注、厚采薄注即油井位于水下分流河道(高滲帶)、注氣井位于前緣薄層砂(低滲帶)時開發(fā)效果優(yōu)于高注低采、厚注低采即油井位于前緣薄層砂(低滲帶)、注氣井位于水下分流河道(高滲帶)。

(2)對于幾何形態(tài)的非均質(zhì)性，當注采關(guān)系為采油井位于砂體寬的區(qū)域、注氣井位于砂體窄的區(qū)域時的開發(fā)效果優(yōu)于采油井位于砂體窄的區(qū)域、注氣井位于砂體寬的區(qū)域。

(3)三類非均質(zhì)性中砂體滲透率平面非均質(zhì)性對不同注采方式蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響程度最大，厚度次之，幾何形態(tài)影響程度最小。

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