多元熱流體吞吐氣體波及半徑計算方法

宮汝祥

(中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300450)

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多元熱流體吞吐氣體波及半徑計算方法

宮汝祥

(中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300450)

針對水平井多元熱流體吞吐過程中存在產(chǎn)出氣量較大的問題，利用數(shù)值模擬方法分析了多元熱流體中氣體在地層中的分布特征。根據(jù)其分布特征提出氣體波及半徑的概念，定量表征氣體在地層中的波及體積，并分析了不同油藏條件和注采參數(shù)對氣體波及半徑的影響。結(jié)果表明，隨著注入強度和大孔道滲透率的增加，氣體波及半徑增大；隨著油藏厚度增加，氣體波及半徑減小。在此基礎(chǔ)上，回歸建立了氣體波及半徑與注入強度、油層厚度和滲透率參數(shù)間的數(shù)學(xué)模型，該模型對多元熱流體吞吐過程中氣竄分析具有指導(dǎo)意義。

多元熱流體吞吐；數(shù)值模擬；氣體波及半徑；回歸模型；渤海油田

0 引 言

渤海稠油資源豐富[1-2]，由于原油黏度較高、滲流阻力大，常規(guī)注水開發(fā)方式油井產(chǎn)能低，采油速度低，預(yù)測采收率低[3-5]。自2008年以來，水平井多元熱流體吞吐技術(shù)在渤海南堡35-2稠油油田實施20余井次，取得了較好的開發(fā)效果。但隨著吞吐周期的增加，部分井發(fā)生了氣體竄流，一旦發(fā)生氣竄，鄰井會產(chǎn)出大量CO2和N2等非凝析氣體，需采取關(guān)井、降低采油速度等措施，嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)[6-8]。同時油井由于能量利用率較低，熱采開發(fā)效果變差[9-13]。因此，研究多元熱流體吞吐中氣體在地層中的分布特征，確定不同油藏參數(shù)和注采參數(shù)對氣體分布的影響規(guī)律，對后續(xù)氣竄的治理及減少氣竄對開發(fā)效果的影響具有重要意義。

1 基礎(chǔ)模型的建立

以渤海南堡35-2油田的實際油藏參數(shù)為基礎(chǔ)(表1)，建立了多元熱流體水平井吞吐數(shù)值模擬模型。模型的總網(wǎng)格數(shù)為51×25×8，網(wǎng)格尺寸為25.00m×15.00m×0.75m，采取多元熱流體吞吐方式開采，水平井水平段長度為150m，吞吐3個周期，每個周期注熱水溫度為240 ℃，注水速度為165m3/d，注氣速度為57 600m3/d，注入時間為20d，燜井時間為3d。

表1 地質(zhì)模型參數(shù)

2 氣體波及半徑表征方法的提出

將多元熱流體注入地層中，一部分CO2和N2會溶于原油，未溶解的氣體會向井周圍波及，造成波及區(qū)域含氣飽和度增大，氣體波及半徑隨時間變化規(guī)律如圖1所示。由圖1可知，隨著注入時間的延長，氣體波及半徑逐漸增大。當(dāng)氣體波及半徑大于兩相鄰井井距時則發(fā)生氣竄。利用數(shù)值模擬方法可計算不同時刻每個網(wǎng)格的含氣飽和度，進而可求取氣體波及體積V。

(1)

式中：V為氣體波及體積，m3；Li、Lj、Lk分別為網(wǎng)格在i、 j和k方向上長度，m；φ為孔隙度；Sgm為含氣飽和度；n為網(wǎng)格總數(shù)，個。

圖1 氣體波及半徑變化曲線

為更加直觀地表征氣體波及體積的大小，定義氣體波及半徑r，如圖2所示。假設(shè)氣體在垂向上已波及到整個油藏，在平面上水平井向各個方向波及距離均為r，則有：

V=(πr2+2Lr)hφ

(2)

式中：L為水平井水平段長度，m；h為油層厚度，m；r為氣體波及半徑，m。

圖2 氣體波及半徑示意圖

3 氣體波及半徑影響規(guī)律分析及預(yù)測模型建立

3.1 波及半徑影響規(guī)律分析

在建立多元熱流體吞吐模型的基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬方法，分析油藏埋深、油層厚度、原油黏度、滲透率、注入強度和注入速度對氣體波及半徑的影響規(guī)律(圖3)。

由圖3可知，隨著油藏埋深增加，地層壓力增大，氣體的溶解量增加，氣體波及半徑減??；隨著油層厚度的增加，氣體在垂向上的波及半徑增大，平面上波及半徑減??；隨著原油黏度增加，地層中油氣流度比增大，氣體波及半徑增大；隨著滲透率增加，氣體流動阻力減小，運移速度增加，氣體的波及半徑增大；隨著注入強度增加，注入地層內(nèi)氣量增大，氣體波及半徑增大；隨著注入速度增加，在注入量一定的條件下，注入時間減小，氣體的波及半徑減小。

圖3 氣體波及半徑單因素影響規(guī)律

3.2 預(yù)測模型參數(shù)的選取

(3)

(4)

表2為各影響因素在一定的取值范圍內(nèi)對氣體波及半徑的變異系數(shù)值，計算結(jié)果表明：對氣體波及半徑影響程度由大到小依次為注入強度、油層厚度、滲透率、油藏埋深、原油黏度和注入速度。其中注入強度、油層厚度和滲透率對多元熱流體吞吐氣體波及半徑的影響較為顯著。

表2 不同影響因素的變異系數(shù)

3.3 樣本集的產(chǎn)生

選取注入強度、油層厚度和滲透率3個參數(shù)，每個參數(shù)取5個水平，采用正交設(shè)計建立3參數(shù)5水平共50套方案，不同參數(shù)下的水平取值如表3所示。

表3 不同參數(shù)水平取值

3.4 預(yù)測模型的建立

統(tǒng)計不同方案下氣體波及半徑的大小，隨機抽取5個樣本作為檢驗樣本，其余45個樣本作為擬合樣本，采用Levenberg-Marquardt算法對45個實驗樣本進行多元非線性回歸，得到氣體波及半徑的多因素回歸模型：

(5)

式中：I為注入強度，m3/(m·d)；K為滲透率，10-3μm2。

將50組數(shù)據(jù)作為擬合樣本，由回歸模型計算擬合樣本的氣體波及半徑，得到計算值與實際值之間的關(guān)系(圖4)。由圖4可知，模型計算波及半徑與實際波及半徑擬合較好，氣體波及半徑預(yù)測模型計算平均相對誤差為3.02%，達到工程計算精度要求。

圖4 氣體波及半徑計算值與實際值關(guān)系曲線

4 現(xiàn)場應(yīng)用

以渤海南堡35-2油田w1井為例探討了該方法的適應(yīng)性。w1、w2、w3、w4、w5井組成了以w1井為中心井的五點井網(wǎng)，但井距不同(200～300m)。未發(fā)生氣竄時，通過色譜分析儀得到產(chǎn)出氣大部分為CH4(含量約為85%～90%)和少量的N2(含量約為10%～15%)；若發(fā)生氣竄，產(chǎn)出氣中N2含量會大幅度增加，根據(jù)現(xiàn)場經(jīng)驗，當(dāng)N2含量高于50%時則認(rèn)定發(fā)生氣竄。w1井于2012年3月15日開始第2周期多元熱流體吞吐，油層厚度為6m，平均滲透率為4 200×10-3μm2，通過數(shù)值模擬優(yōu)化2周期注入強度為22.86m3/(m·d)，注入時間為24d，利用式(5)計算得到氣體波及半徑為207m，結(jié)合井距情況，氣竄分析結(jié)果見表4，預(yù)測結(jié)果只有w2井會發(fā)生氣竄。

表4 氣竄分析

實際在注熱22d時，w1井的油壓和套壓迅速下降，套壓由19.1MPa降至16.2MPa，油壓由18.3MPa降至15.2MPa；注熱23d時，w2井的油壓和套壓迅速增加，套壓由0增至1.92MPa，油壓由0增至1.7MPa，現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)說明兩井間發(fā)生了氣竄，預(yù)測結(jié)果與實際吻合。w1井于2014年6月17日開始第3周期多元熱流體吞吐注熱，優(yōu)化第3周期注熱參數(shù)，得到最佳注入強度為24.2m3/(m·d)。波及半徑取值200m，利用式(5)得到注入時間為17d，現(xiàn)場實際注熱16d結(jié)束，通過監(jiān)測臨井的氣體產(chǎn)出物組成發(fā)現(xiàn)N2含量均低于15%，沒有發(fā)生氣竄。說明該模型可以對多元熱流體吞吐氣竄風(fēng)險進行預(yù)測，具有較好的適應(yīng)性。

5 結(jié) 論

(1) 根據(jù)多元熱流體氣體分布特征提出了采用氣體波及半徑定量表征多元熱流體吞吐氣體波及體積的大小。

(2) 引入變異系數(shù)的概念分析影響多元熱流體吞吐氣體波及半徑的主次參數(shù)，影響多元熱流體吞吐氣體波及半徑程度由大到小依次為注入強度、油層厚度、滲透率、油藏埋深、原油黏度和注入速度，其中注入強度、油層厚度和滲透率對多元熱流體吞吐氣體波及半徑的影響最為顯著。

(3) 利用多元回歸方法建立了多元熱流體吞吐氣體波及半徑與注入強度、油層厚度和滲透率之間的回歸模型，可預(yù)測多元熱流體吞吐過程中氣體波及半徑的大小，計算結(jié)果誤差較小，達到工程精度要求。

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編輯 劉 巍

20160104；改回日期：20160628

國家科技重大專項 “大型油氣田及煤層氣開發(fā)” (2011ZX05057)子課題“海上稠油油田熱采技術(shù)試驗示范”(2011ZX05057-005)

宮汝祥(1983-)，男，工程師，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)過程裝備與控制工程專業(yè)，2009年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事稠油熱采和三次采油提高采收率技術(shù)研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.028

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