春10井區(qū)特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化研究

余　洋，馮國慶，陳仁人，馮彥臣， 李偲宇，謝　佳

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.中國石化河南油田新疆采油廠；3.中國石油華北油田分公司第三采油廠；4.中國石油昆侖車用天然氣有限公司；5.中國石油遼河油田歡喜嶺采油廠)

春10井區(qū)特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化研究

余洋1，馮國慶1，陳仁人2，馮彥臣3， 李偲宇4，謝佳5

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.中國石化河南油田新疆采油廠；3.中國石油華北油田分公司第三采油廠；4.中國石油昆侖車用天然氣有限公司；5.中國石油遼河油田歡喜嶺采油廠)

摘要：春光油田春10井區(qū)主力產(chǎn)油層沙灣組Ⅱ2、Ⅱ1層地質(zhì)情況復(fù)雜，在蒸汽吞吐開采過程中，缺乏合理、有效的方法指導(dǎo)注采參數(shù)的選擇，阻礙了該區(qū)經(jīng)濟(jì)開發(fā)效益的提高。針對(duì)上述問題，建立了適合該區(qū)特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化調(diào)整的地質(zhì)模型，并利用數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化了注采參數(shù)，確定出分層系分類井的注采參數(shù)指標(biāo)。

關(guān)鍵詞：春光油田；春10井區(qū)；蒸汽吞吐；注采參數(shù)；水平井；數(shù)值模擬；正交設(shè)計(jì)

春光油田春10井區(qū)主力產(chǎn)油層沙灣組的單砂體在平面、縱向上展布不清，隔夾層在平面上的變化不連續(xù)，目前蒸汽吞吐開發(fā)缺乏合理、有效的指導(dǎo)，現(xiàn)場(chǎng)特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數(shù)的選擇無充分依據(jù)，致使生產(chǎn)油汽比偏低，開發(fā)效果差。為解決上述問題，利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化注采參數(shù)，評(píng)價(jià)各注采參數(shù)對(duì)吞吐效果的影響程度，并分層系優(yōu)選出該區(qū)的水平井注采參數(shù)指標(biāo)，為油藏的實(shí)際生產(chǎn)提供指導(dǎo)[1-5]。

1基本情況

春光油田春10井區(qū)屬準(zhǔn)噶爾盆地西北緣沖斷帶車排子凸起，按圈閉類型屬于斷層-巖性油藏，按原油性質(zhì)屬于特稠油油藏。主要含油層位為N1S1Ⅱ2層和N1S1Ⅱ1層，儲(chǔ)層巖性為細(xì)中粒巖屑長石砂巖，巖石膠結(jié)疏松，膠結(jié)類型為孔隙型，泥質(zhì)含量低。其中N1S1Ⅱ2小層含油面積5 km2，有效厚度3.6 m，平均孔隙度29.6%，平均含油飽和度68%，平均滲透率1 660×10-3μm2；N1S1Ⅱ1小層含油面積2.8 km2，有效厚度4 m，平均孔隙度29.6%，平均含油飽和度68%，平均滲透率640×10-3μm2。該井區(qū)平均原油密度為0.9651 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油黏度為10 359 mPa·s。油藏平均埋深960 m，原始地層壓力9.2～9.8MPa，地層壓力系數(shù)1.02，油層溫度42.1 ℃～43.8 ℃。

該井區(qū)采用直井與水平井結(jié)合的蒸汽吞吐開發(fā)模式，截至目前，春10井區(qū)N1S1Ⅱ2小層水平井鉆遇油層水平段平均長度180.2 m，開井42口，日產(chǎn)液量637.1 t，日產(chǎn)油量178.3 t，含水72%；N1S1Ⅱ1小層水平井鉆遇油層水平段平均長度197.7 m，開井14口，日產(chǎn)液量305.8 t，日產(chǎn)油量46 t，含水85%。

2地質(zhì)模型建立

以多學(xué)科理論一體化為原則，充分利用鉆井、測(cè)井及實(shí)驗(yàn)分析等資料，在沉積、成巖研究、測(cè)井綜合解釋等研究基礎(chǔ)上，對(duì)春10井區(qū)沙灣組油藏進(jìn)行了高精度的三維地質(zhì)建模，包括三維地質(zhì)構(gòu)造模型、儲(chǔ)層屬性參數(shù)模型以及粗化的三維地質(zhì)模型。根據(jù)研究區(qū)各項(xiàng)資料的實(shí)際情況，將地質(zhì)模型的平面網(wǎng)格劃分為10 m×10 m間距的138×81的網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格總數(shù)為11 178個(gè)。

在春10井區(qū)沙灣組油藏地質(zhì)模型完成的基礎(chǔ)上，從中粗化出單井模擬模型。根據(jù)春10井區(qū)的儲(chǔ)集層特性，結(jié)合實(shí)際的布井情況，將水平井分為三類進(jìn)行研究，分別是遠(yuǎn)離邊底水油井、靠近邊水油井和底水厚油層井。針對(duì)多口分別具有上述典型特征的水平井進(jìn)行研究，本文主要對(duì)春10Ⅱ2-3-9H井進(jìn)行研究，該井屬于典型的遠(yuǎn)離邊底水油井。該井地質(zhì)模型共有網(wǎng)格85×28×11=26 180個(gè)，平面上網(wǎng)格間距為10 m，垂向上N1S1Ⅱ2層劃分為5個(gè)小層，N1S1Ⅱ2層劃分為5小層，兩層中間有1個(gè)隔層。

3單井?dāng)?shù)值模擬研究

良好的歷史擬合結(jié)果是保證數(shù)值模擬預(yù)測(cè)正確性的必要條件。為了確保單井產(chǎn)油和含水?dāng)M合的正確性，提高歷史擬合的精度，首先認(rèn)真分析、整理了單井生產(chǎn)歷史，繪制出各單井采油與含水變化曲線。主要通過以下方法來完成單井產(chǎn)油和含水?dāng)M合：

(1)調(diào)整油水相對(duì)滲透率曲線形狀和隨溫度變化的端值，擬合單井日產(chǎn)油量和含水率。

(2)對(duì)于部分吞吐期生產(chǎn)效果較差的井，可能是井間滲透率的非均質(zhì)性導(dǎo)致生產(chǎn)井周圍加熱不均勻，井周圍溫度較低，使生產(chǎn)井產(chǎn)油量較低，這時(shí)可通過調(diào)整井周圍滲透率或方向傳導(dǎo)率來改善。

春10Ⅱ2-3-9H井日產(chǎn)油量擬合圖與日產(chǎn)水量擬合圖如圖1、圖2所示。該井產(chǎn)油擬合誤差為3.5%，產(chǎn)水?dāng)M合誤差為1.1%，其余各井的各項(xiàng)指標(biāo)擬合誤差均小于5%，已滿足精度要求。

圖1　春10Ⅱ2-3-9H井日產(chǎn)油量擬合

圖2　春10Ⅱ2-3-9H井日產(chǎn)水量擬合

4注采參數(shù)優(yōu)化研究

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)際，選取水平井的注汽強(qiáng)度、井底蒸汽干度、日注汽量、燜井時(shí)間、單井配產(chǎn)液量這5個(gè)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。對(duì)多個(gè)注采參數(shù)進(jìn)行綜合研究時(shí)，數(shù)值模擬方案繁多，為此引入正交設(shè)計(jì)的思想簡(jiǎn)化方案，提升工作效率[6-7]。

4.1正交設(shè)計(jì)方案的確定

對(duì)上述5個(gè)參數(shù)進(jìn)行吞吐3輪次的優(yōu)化設(shè)計(jì)，每個(gè)參數(shù)均取5個(gè)水平，見表1。針對(duì)每口水平井，選取L25(56)的正交表，每個(gè)周期通過正交設(shè)計(jì)對(duì)5因素5水平設(shè)計(jì)得到25個(gè)數(shù)值模擬方案。

表1　春10Ⅱ2-3-9H井蒸汽吞吐注采

油汽比是衡量開發(fā)效果的直接經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，它反映了單位體積蒸汽產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益，累產(chǎn)油量和含水率是衡量蒸汽吞吐熱采效果的技術(shù)指標(biāo)[8]，因此將油汽比、累產(chǎn)油量及含水率作為優(yōu)化的評(píng)價(jià)指標(biāo)，綜合考慮這三個(gè)指標(biāo)結(jié)果的優(yōu)劣，藉此選擇出最優(yōu)的注采參數(shù)組合。

4.2結(jié)果分析

根據(jù)正交設(shè)計(jì)的原理，最優(yōu)參數(shù)組合不一定在正交表中產(chǎn)生，而需要通過計(jì)算分析確定。因此采用直觀分析法和方差分析法來綜合評(píng)價(jià)模擬結(jié)果。

4.2.1注采參數(shù)的最優(yōu)組合

根據(jù)各因素對(duì)應(yīng)的平均試驗(yàn)結(jié)果(均值)，繪制出各因素的因素水平趨勢(shì)圖(圖3)，根據(jù)圖3可以得出春10Ⅱ2-3-9H井蒸汽吞吐第1周期時(shí)的最優(yōu)蒸汽干度為0.7；根據(jù)圖4可以得出第1周期最優(yōu)日注汽量為150 t。同理可得到各個(gè)因素的最優(yōu)水平或合理范圍。春10Ⅱ2-3-9H井合理蒸汽吞吐注采參數(shù)(第1周期)分別為：注汽強(qiáng)度14～15 t/m；蒸汽干度0.7；日注汽量150 t；燜井時(shí)間3 d；單井配產(chǎn)液量30 t/d。利用同樣的方法統(tǒng)計(jì)出了該井吞吐第2、3周期的指標(biāo)。利用3個(gè)周期優(yōu)選出參數(shù)，對(duì)該井的生產(chǎn)效果做了計(jì)算，模擬計(jì)算與實(shí)際生產(chǎn)的指標(biāo)對(duì)比見表2，可以看出，該井的實(shí)際生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比，第一周期的累產(chǎn)油量提高了207 t，油汽比提高了0.03，優(yōu)化效果顯著。

圖3　蒸汽干度因素水平趨勢(shì)圖

圖4　日注汽量因素水平趨勢(shì)圖

指標(biāo)類別周期產(chǎn)油量/t產(chǎn)水量/t含水率/%注汽量/t油汽比/f實(shí)際生產(chǎn)112895302930400.424模擬計(jì)算1149621175932960.454實(shí)際生產(chǎn)242942099127150.158模擬計(jì)算247525868427750.171實(shí)際生產(chǎn)337745139227120.139模擬計(jì)算340626458727740.146

4.2.2注采參數(shù)的影響程度分析

為研究各注采參數(shù)對(duì)蒸汽吞吐開采效果的影響程度，利用方差分析法對(duì)模擬結(jié)果進(jìn)行研究，結(jié)果如表3～表5所示。

表3　以油汽比為評(píng)價(jià)指標(biāo)的方差分析

從表3～表5得知，配產(chǎn)液量對(duì)油汽比的影響最為顯著；注汽強(qiáng)度對(duì)累產(chǎn)油量的影響最為顯著，配產(chǎn)液量對(duì)累產(chǎn)油量的影響較為顯著；配產(chǎn)液量對(duì)含水率的影響最為顯著，蒸汽干度、燜井時(shí)間和日注汽量對(duì)含水率的影響較為顯著。通過對(duì)該井區(qū)其他典型水平井進(jìn)行同樣的注采參數(shù)優(yōu)化研究，得到了相同的結(jié)果。

表4　以累產(chǎn)油量為評(píng)價(jià)指標(biāo)的方差分析

表5　以含水率為評(píng)價(jià)指標(biāo)的方差分析

4.3注采參數(shù)指標(biāo)

對(duì)春10井區(qū)所有典型水平井的注采參數(shù)研究結(jié)果進(jìn)行分析，分層系確定了遠(yuǎn)離邊底水油井、靠近邊水油井以及底水厚油層井Ⅱ2、Ⅱ1層的注采參數(shù)指標(biāo)(表6),為該區(qū)后續(xù)的開發(fā)提供有效指導(dǎo)。

表6　分層位優(yōu)化后的注采參數(shù)指標(biāo)

5結(jié)論

(1)采用數(shù)值模擬技術(shù)結(jié)合正交設(shè)計(jì)方法對(duì)蒸汽吞吐注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，可以快速得到最優(yōu)注采參數(shù)組合，并研究各因素對(duì)吞吐效果的影響程度，避免了單一指標(biāo)優(yōu)化時(shí)的局限性。

(2)油汽比是評(píng)價(jià)蒸汽吞吐效果的直接經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，研究得到各注采參數(shù)對(duì)三類水平井油汽比的影響程度由大到小依次為配產(chǎn)液量、燜井時(shí)間、蒸汽干度、注汽強(qiáng)度、日注汽量。

(3)配產(chǎn)液量對(duì)該井區(qū)的水平井蒸汽吞吐效果影響較大，在實(shí)際生產(chǎn)中應(yīng)隨時(shí)對(duì)比單井累產(chǎn)液量和設(shè)計(jì)產(chǎn)液量的大小，及時(shí)調(diào)整開發(fā)方案。

(4)通過研究得到春光油田春10井區(qū)三類典型水平井的分層位注采參數(shù)指標(biāo)，可以為今后的實(shí)際

生產(chǎn)提供有效指導(dǎo)。

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編輯：崔林

文章編號(hào)：1673-8217(2016)03-0105-04

收稿日期：2016-01-20

作者簡(jiǎn)介：余洋，1992年生，在讀碩士研究生，2014年畢業(yè)于重慶科技學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。

中圖分類號(hào)：TE345

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A