渤海灣盆地A油田水平井網(wǎng)下熱采氣竄主控因素

李 浩，潘廣明，聶玲玲，吳金濤，屈繼峰

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海灣盆地稠油資源豐富，但受限于地層原油黏度大、單層厚度薄，邊底水發(fā)育等特點(diǎn)，開發(fā)程度低。A油田南區(qū)是中國第一個(gè)投入實(shí)際開發(fā)的海上稠油油田，也是海上熱采的先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，采用水平井多元熱流體吞吐的開發(fā)方式，是通過蒸汽、熱水、CO2、N2混合流體的注入降黏，開采原油，熱采后南區(qū)日產(chǎn)油由200 m3增加至600 m3，熱采區(qū)采出程度達(dá)13%，相比冷采區(qū)提高了9%。但是，在進(jìn)行單井注熱的過程中，相鄰多口水平井易發(fā)生氣竄，導(dǎo)致油井關(guān)停，嚴(yán)重影響水平井熱采效果和稠油產(chǎn)能的釋放，氣竄的原因和規(guī)律還認(rèn)識(shí)不清。關(guān)于氣竄的原因，前人研究認(rèn)為有以下3種解釋[1-8]：①儲(chǔ)層物性好、厚度薄，泄油半徑大，易形成氣竄；②隨著吞吐輪次增加，儲(chǔ)量動(dòng)用半徑加大，高滲通道逐漸連通，形成氣竄；③熱流體注入過程中，如果井口注入壓力過大，導(dǎo)致井底壓力大于地層破裂壓力，形成氣竄。本文以A油田稠油熱采區(qū)為研究對象，利用油層物理、儲(chǔ)層沉積學(xué)、油藏工程等理論，結(jié)合礦場實(shí)際，分析海上油田水平井網(wǎng)下氣竄的主控因素，總結(jié)治理氣竄的有效策略，以期對油田下一步開發(fā)和熱采方案的實(shí)施有所裨益。

1 概況

A油田位于渤海中部海域，構(gòu)造位置處于石臼坨凸起的西南端，凸起向南、向西以節(jié)節(jié)下掉的斷層向渤中凹陷和南堡凹陷過渡，北以斜坡向秦南凹陷傾沒。鉆井揭示地層從下往上發(fā)育碳酸鹽巖潛山基底、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組、第四系平原組。主要含油層段為新近系明化鎮(zhèn)組下段，埋深 900.0～1100.0 m，物源來自石臼坨凸起北側(cè)，發(fā)育高彎度曲流河。儲(chǔ)層巖性主要為巖屑長石砂巖，儲(chǔ)集空間以原生擴(kuò)大粒間孔為主，局部發(fā)育溶孔，顆粒間為點(diǎn)狀接觸，孔隙連通性較好[9]。孔隙度28.0%～44.0%，平均37.8%，滲透率100×10-3～5626×10-3μm2，平均1664×10-3μm2，屬于特高孔、特高滲儲(chǔ)層。

A油田熱采區(qū)構(gòu)造幅度低，地層傾角3°，由北向南構(gòu)造逐漸升高。河道砂體疊置切割，廢棄河道不規(guī)則發(fā)育，形成以砂巖沉積為主、砂泥巖間疊置砂體，砂厚4.0～10.0 m，平均7.0 m，為構(gòu)造-巖性油藏，水體能量弱。地面原油密度0.954～0.987 g/cm3，平均 0.969 g/cm3，地層原油黏度 413.00～926.00 mPa·s，平均563.45 mPa·s，屬重質(zhì)稠油。該區(qū)采用水平井開發(fā)，呈排狀分布，井距 170.0～350.0 m。

熱采區(qū)進(jìn)行了第一、第二輪共11井次的多元熱流體吞吐試驗(yàn)，注入方式為單井注入。第二輪吞吐后，熱采周期平均產(chǎn)能是冷采的1.3倍，熱采有效期為178～427 d，平均為284 d，單井累計(jì)增油0.23×104～0.80×104m3，平均 0.50×104m3，熱采效果明顯。但隨著單井吞吐輪次增加，氣竄逐漸嚴(yán)重。對注熱過程中氣竄情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（圖1、表1），第一輪6口井進(jìn)行注熱，鄰井發(fā)生氣竄3井次；第二輪5口井進(jìn)行注熱，發(fā)生氣竄13井次。多輪次熱采開發(fā)以來，單井氣竄導(dǎo)致鄰井關(guān)井 2～48 d，累計(jì)關(guān)井 159 d，累計(jì)損失油超過 2.00×104m3，嚴(yán)重影響了熱采試驗(yàn)效果。因此，需要對氣竄的主控因素進(jìn)行研究，并總結(jié)治理策略。

圖1 A油田熱采區(qū)氣竄示意圖

表1 A油田熱采區(qū)氣竄分析

2 氣竄主控因素

引起海上水平熱采井氣竄的主控因素可分為內(nèi)在因素和外在因素：內(nèi)在因素為構(gòu)造特征、沉積微相等；外在因素為多輪次注熱后地層存氣量、地層壓力下降等。

2.1 內(nèi)在因素

2.1.1 構(gòu)造特征

熱采區(qū)注入的多元熱流體為蒸汽、熱水、CO2、N2組成的混合流體，其中CO2、N2比重達(dá)80%。當(dāng)流體進(jìn)入儲(chǔ)層中，CO2、N2的密度遠(yuǎn)小于原油的密度，導(dǎo)致氣體上浮向高部位儲(chǔ)層竄流，氣體在兩相界面上運(yùn)動(dòng)，相當(dāng)于克服毛細(xì)管壓力做功[10]；沿著地層傾角方向，當(dāng)氣體受到的凈浮力和毛細(xì)管壓力相等時(shí)，氣體靜止，向同一構(gòu)造深度附近的區(qū)域竄流較少。

因此，對構(gòu)造低部位的井注入多元熱流體，上傾方向的井容易氣竄，而處于同一構(gòu)造深度的井氣竄風(fēng)險(xiǎn)相對較小[11]。

熱采區(qū)水平井呈排狀分布，分別為B44H/B23H、B36H/B42H、B34H/B33H/B29H三個(gè)井排，向南構(gòu)造深度逐漸升高，差8.0～13.0 m，而處于同一井排的井，構(gòu)造深度相當(dāng)。礦場實(shí)踐證明，處于同一井排的水平井不發(fā)生氣竄或氣竄程度較弱，如 B44H井與B23H井處于同一井排，構(gòu)造頂深為912.0 m左右，B44H井經(jīng)過兩輪次的注熱，B23H井均未發(fā)生氣竄；處于不同井排的水平井氣竄程度較強(qiáng)，如 B29H井與 B36H井處于不同井排，構(gòu)造深度相差 4.0 m，B36H井構(gòu)造位置較低，注熱后B29H井發(fā)生了氣竄，導(dǎo)致該井關(guān)停29 d。

2.1.2 沉積微相

油井沿孔滲性好、較連通的儲(chǔ)層發(fā)生氣竄。儲(chǔ)層內(nèi)部非均質(zhì)性導(dǎo)致不同儲(chǔ)層的吸氣能力不一樣，氣竄向阻力越低的地方推進(jìn)越遠(yuǎn)，形成差異性指狀氣竄現(xiàn)象。熱采區(qū)發(fā)育高彎度曲流河，水動(dòng)力的頻繁變化形成規(guī)模較大的點(diǎn)壩、廢棄河道及側(cè)積夾層。沿著河道和點(diǎn)壩方向，發(fā)育高孔、高滲儲(chǔ)層，形成較好的高滲通道；廢棄河道及側(cè)積夾層內(nèi)部被低滲透的泥巖或細(xì)粒物質(zhì)充填，形成物性夾層、泥質(zhì)夾層側(cè)向遮擋，儲(chǔ)層呈不連通或弱連通狀態(tài)[12-15]。不同沉積微相表現(xiàn)出非均質(zhì)性特征，控制氣竄方向和強(qiáng)度。

（1）熱采區(qū)沉積微相。熱采區(qū)自西向東發(fā)育數(shù)條高彎度曲流河，水體能量和側(cè)積能力決定廢棄河道和側(cè)積夾層的發(fā)育方向和分布規(guī)模。河道頻繁改道、廢棄、側(cè)積體發(fā)育，使得河道形態(tài)已經(jīng)發(fā)生很大改變，整體呈廢棄河道鱗片狀分布（圖2）。側(cè)積中心位于B23H井組、B29H井組以及B34H井組，沉積厚度7.0～10.0 m，并向四周逐漸減薄。廢棄河道發(fā)育于側(cè)積中心四周砂體沉積較薄的區(qū)域，長200.0～1000.0 m，寬9.0～20.0 m。側(cè)積夾層形成于河道側(cè)積作用過程中，沉積粉砂質(zhì)泥巖、泥巖或泥質(zhì)粉砂巖。側(cè)積夾層的發(fā)育和分布受沉積時(shí)期河道遷移的能量和側(cè)積方向控制，與廢棄河道具有相同的方向性，使儲(chǔ)層呈現(xiàn)弱連通狀態(tài)，延緩?qiáng)A層兩側(cè)砂體之間熱流體的流通和交換。熱采區(qū)水平井實(shí)鉆結(jié)果表明，側(cè)積夾層水平寬度1.7～15.3 m，大部分3.1～10.7 m，通過經(jīng)驗(yàn)公式換算得到，熱采區(qū)的側(cè)積夾層厚度0.1～0.5 m（表 2）。

圖2 A油田熱采區(qū)沉積微相展布

表2 水平熱采井鉆遇側(cè)積夾層情況統(tǒng)計(jì) m

（2）沉積微相與氣竄。熱采井氣竄是注入流體向優(yōu)勢運(yùn)移通道擴(kuò)散的過程，而儲(chǔ)層優(yōu)勢運(yùn)移通道受沉積微相控制。順著廢棄河道和側(cè)積夾層方向，泥質(zhì)和物性遮擋較少，易形成優(yōu)勢通道，易發(fā)生氣竄，如B42H井與B44H井水平段相對位置順河道展布，B42H井第一輪注熱，B44H井見氣22 d。垂直于廢棄河道或側(cè)積夾層方向，注入的多元熱流體沿著非均質(zhì)性較強(qiáng)的區(qū)域流動(dòng)，受到泥質(zhì)條帶或物性夾層阻擋，不易發(fā)生氣竄或氣竄程度弱，如B42H井與B23H井水平段相對位置垂直于河道展布，B42H井第一輪注熱，B23H井不見氣，當(dāng)B42H井第二輪注熱后，B23H井見氣僅4 d。

2.2 外在因素

2.2.1 地層存氣量

熱采區(qū)注入CO2、N2比重大，使得注入流體的氣液比高（標(biāo)準(zhǔn)情況為330∶1），氣體沿著高滲通道向周邊儲(chǔ)層擴(kuò)散，導(dǎo)致單井回采氣率低，使得大部分氣體存留在儲(chǔ)層里。當(dāng)該井下一輪次注熱時(shí)，在熱傳導(dǎo)和壓力傳遞的作用下，原存留氣擴(kuò)散越遠(yuǎn)，加大了注入氣的波及半徑，周邊井易發(fā)生氣竄。

對熱采區(qū)第一、第二輪次吞吐地下存氣量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，得到地層存氣量達(dá)到了12.1×104m3。隨著吞吐輪次的增加，地下存氣量會(huì)逐漸增加，目前，B36H/B44H井組地層存氣量最大，達(dá)6.2×104m3。地層存氣量大，在新一輪注熱過程中，對原存留氣進(jìn)行熱驅(qū)替，導(dǎo)致經(jīng)過多輪吞吐后原來未氣竄的水平井發(fā)生了氣竄。B44H井第一輪注熱時(shí)，注入氣未竄至B36H井，但B42H井二輪注熱時(shí)，B36H井發(fā)生了氣竄。

2.2.2 地層壓力

熱采區(qū)目前累計(jì)產(chǎn)液達(dá)60.4×104m3，由于沒有專門的注入井補(bǔ)充衡量，而且多元熱流體注入量有限，其中液注采比僅為1.0∶8.0，綜合注采比（氣、液）為1.0∶1.8，地層虧空嚴(yán)重，地層壓力從11.43 MPa下降到6.50 MPa。地層壓力低，在注入條件相同的情況下，使得氣液比相對增加，加大了氣體的波及半徑，加劇氣竄風(fēng)險(xiǎn)。產(chǎn)出程度差異導(dǎo)致熱采區(qū)不同井組的地層壓力不同，B36H/B23H井組產(chǎn)出程度最大，地層壓力最低。此外，第一、第二輪注熱時(shí)采用單井注入模式，期間鄰井均開井生產(chǎn)，形成注采壓力不平衡，使注入流體向生產(chǎn)井流動(dòng)。

3 氣竄治理策略

隨著開發(fā)程度不斷加深，在注采關(guān)系未作調(diào)整的情況下，熱采區(qū)地層壓力會(huì)進(jìn)一步降低，地層能量虧空，加之吞吐輪次的增加使儲(chǔ)層中存氣量不斷上升，注入氣體破壞儲(chǔ)層，增加儲(chǔ)層連通程度等，都會(huì)加劇熱采區(qū)氣竄。在礦場實(shí)際生產(chǎn)中，治理氣竄方法多樣[16-22]，有采用低速注入來緩解氣竄，但此方法不能將地下原油黏度降到合理范圍，增油效果差；有采用注熱時(shí)關(guān)閉鄰井的方法治理氣竄，這直接導(dǎo)致油田產(chǎn)油水平的下降，影響開發(fā)效果。通過分析熱采區(qū)吞吐開發(fā)效果，優(yōu)化熱采井吞吐順序及多井組合面積吞吐能夠有效抑制氣竄。

3.1 優(yōu)化吞吐順序

從熱采區(qū)礦場實(shí)踐來看，由于各水平井產(chǎn)出程度不同，各井組地層壓力存在差異，由低部位向高部位氣竄劇烈，存留氣在高部位附近聚集，廢棄河道和側(cè)積夾層能夠抑制或減緩氣竄的發(fā)生。因此，有效治理氣竄，應(yīng)該將儲(chǔ)層局部較均質(zhì)且與鄰井儲(chǔ)層連通性較弱、地層壓力較低、處于構(gòu)造高部位的井優(yōu)先進(jìn)行吞吐。同時(shí)提高周期注入量、注入溫度和干度，使注入流體能夠有效降黏。

3.2 多井組合面積吞吐

多井組合面積吞吐能夠?qū)飧Z通道變?yōu)榧訜嵬ǖ?，抑制氣竄，提高油田開發(fā)效果。無論陸上油田蒸汽驅(qū)、CO2驅(qū)，還是目前海上油田多元熱流體驅(qū)，優(yōu)選儲(chǔ)層均質(zhì)、連通性較好、易于形成優(yōu)勢氣竄通道的多口井，進(jìn)行組合面積吞吐，能夠有效治理氣竄，提高稠油采收率。同時(shí)注入、悶井，擴(kuò)大熱交換面積，能有效降低地層原油黏度，抑制氣竄，提高熱流體利用率。多井同注后含氣飽和度場分布均勻，注入氣集中在近井地帶，而單井注入后注入氣擴(kuò)散現(xiàn)象嚴(yán)重。多井同注后近井地帶地層壓力明顯高于單井注入，地層壓力回升能夠有效抑制氣竄。多井同注降黏的波及范圍明顯大于單井注入，有利于最大限度利用注入的熱能量，提高熱利用效率，有效改善熱采開發(fā)效果。

綜合考慮構(gòu)造特征、沉積微相及儲(chǔ)層非均質(zhì)性、地層存氣量與目前地層壓力，采取互竄井優(yōu)先的原則，對第三輪多元熱流體吞吐試驗(yàn)井進(jìn)行優(yōu)選。B36H井與B44H井井距為200.0 m，水平段間泥質(zhì)和物性遮擋少，易于形成氣體優(yōu)勢運(yùn)移通道，前兩輪單井吞吐的過程中發(fā)生了氣竄，地下存氣量較大，地層壓力相對較低，優(yōu)選這兩口井進(jìn)行面積吞吐試驗(yàn)，有利于將氣竄通道變?yōu)榧訜嵬ǖ?，提高熱流體利用率。注入過程中，霍爾積分曲線[22-23]能夠?qū)飧Z進(jìn)行表征，隨著吞吐輪次增加，斜率逐漸減小，表明氣竄可能性越大。礦場實(shí)踐中，對B36H井三輪次注熱過程中的霍爾積分曲線（圖3）進(jìn)行對比，第一輪次的曲線斜率最大，說明該井未與周邊井發(fā)生氣竄；第二輪次的曲線斜率相比于第一輪次減小，說明該井與相鄰的B44H、B29H、B33H井均發(fā)生了氣竄，并導(dǎo)致鄰井累計(jì)關(guān)井77 d；第三輪次的曲線斜率相比于第二輪次有所增加，說明面積吞吐有效緩解和治理了氣竄，注入過程中鄰井監(jiān)測未發(fā)生氣竄。與注熱前相比，B44H井日增油18.0 m3，B36H井日增油10.0 m3，均達(dá)到注熱前設(shè)計(jì)要求。

圖3 B36H井多輪次注入過程中霍爾積分曲線

4 結(jié)論

（1）氣竄受內(nèi)在因素和外在因素控制。內(nèi)在因素為構(gòu)造特征、沉積微相及儲(chǔ)層非均質(zhì)性，表現(xiàn)為由構(gòu)造低部位往高部位易發(fā)生氣竄，處于同一構(gòu)造深度的井間氣竄可能性??；順著廢棄河道和側(cè)積夾層的方向泥質(zhì)隔擋少，易發(fā)生氣竄。外在因素主要為多輪次吞吐后地層存氣量和地層壓力變化，表現(xiàn)為多元熱流體的注入導(dǎo)致地層存氣量增加，在后續(xù)注熱過程中，存氣量大的區(qū)域容易氣竄；地層壓力下降快，導(dǎo)致在注入條件相同的情況下氣液比相對增加，加大了氣體的波及半徑，容易氣竄。

（2）通過實(shí)施兩口井同注面積吞吐試驗(yàn)及優(yōu)化井注入順序，熱采區(qū)第三輪多元熱流體吞吐過程中未發(fā)生氣竄，該方法能有效緩解和治理氣竄。