水平井注汽开发浅层稠油油藏参数优化研究

2014-11-09杜建芬刘成均

油气藏评价与开发 2014年1期

肖翠，刘辉，杜建芬，郭平，刘成均

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国石油西南油气田公司采气工程研究院，四川广汉 618300）

随着稠油资源的日益开发及水平井技术的不断发展，水平井注蒸汽采油已成为油田开采稠油的主要技术手段[1-2]。我国浅层稠油资源分布广泛，储量丰富，目前主要以蒸汽吞吐方式进行开发[3]。稠油储层埋深浅，天然能量弱，地层压实作用差，胶结疏松，原油黏度大，流动性差，油水关系复杂[4-6]，蒸汽重力超覆及蒸汽吞吐开采参数设计不合理易造成注入蒸汽利用率低，水平井段出砂严重，油井过早见水等复杂情况，严重影响稠油水平井的吞吐效果。为了改善浅层稠油蒸汽吞吐开采效果，更大限度地发挥水平井技术的优势，以油田生产实际为依据，结合数值模拟方法，对研究区浅层稠油蒸汽吞吐开采参数进行了优化。

1 建立浅层稠油油藏模型

以研究区油藏参数为依据[7-8]，并假设该稠油油藏储层物性较好，层间无隔层、无尖灭层，无边底水分布。利用数值模拟软件CMG建立三维单井地质模型（图1），模型网格划分为45×45×5，网格节点总数为10 125，网格单元为20m×20m×3m。

图1 模型网格划分Fig.1 Model grids division

1.1 模型基础数据

模型基础数据包括：油藏顶部深度275m，油层有效厚度15m，平均孔隙度0.3，平均渗透率1.57 μm2，初始含油饱和度65%，岩石压缩系数6.4×10-3MPa-1，水相压缩系数5.2×10-4MPa-1，油相压缩系数7.3×10-4MPa-1，原油密度 0.925 g/cm3，油层热容量2.35×106J/（m3·℃），岩石导热系数6.63×105J/（m·℃），水相导热系数5.35×104J/（m·℃），油相导热系数8.03×103J/（m·℃）。

地层原油黏温关系见图2；地层油水相对渗透率曲线关系见图3。

1.2 生产动态历史拟合

图2 地层原油黏温关系曲线Fig.2 Relation curves of viscosity and temperature of formation crude

图3 地层油水相对渗透率曲线Fig.3 Relative permeability curves of formation oil and water

为了提高建立模型与油藏实际的符合率，对区块内部分井首轮累积注汽量、累积产油量及累积产水量进行了生产动态历史拟合。由拟合结果（表1）可知，累积产油量拟合误差约为8.25%，累积产水量拟合误差约为10.32%，拟合结果与实际生产数据基本吻合。

表1 生产动态历史拟合结果Table 1 Historical fitting results of dynamic production

2 参数优化设计

运用油藏数值模拟方法，对水平井眼在油层中的纵向位置、水平井段长度、注入参数进行了优化，从而确定合理的水平井蒸汽吞吐开采参数。

2.1 水平井眼纵向位置优化

在油层纵向上部署水平井眼时，应充分考虑由注入蒸汽与油藏流体密度差引起的超覆效应及储层底部油水复杂关系。分别对距离顶部距离为2.5m、5m、7.5m、10m、12.5m条件下的蒸汽吞吐效果进行了模拟，计算结果见图4。吞吐4个周期后，水平井眼距储层顶部距离越大，油井累积产油量越高，油汽比越大，但油井产水量也越高，因此，综合考虑确定水平井眼最优距顶距离为10m，即将水平井眼部署于油层中下部为宜。

图4 水平井眼纵向位置优化结果Fig.4 Vertical position optimization results of horizontal holes

2.2 水平井段长度优化

水平井段越长，油井与油层的接触面积越大，泄油面积越广，油井产量越高，但由于沿程压降及热量交换损失，当水平井段达到一定长度后，再增加段长，水平趾端井段将难以形成有效的蒸汽波及区，水平井段长度存在临界值。数值模拟设计日注汽量200m3，蒸汽干度0.7，蒸汽温度300℃，注汽压力6 MPa，水平井段长度分别为100m、150m、200m、250m、300m、350m、400m、450m、500m，计算结果见图5，模拟结果表明：水平井段设计长度应为250～350m。

图5 水平井段长度优化结果Fig.5 Length optimization results of horizontal sections

2.3 注入参数优化

2.3.1 注汽速度优化

在四轮次总注汽量为14 436.9m3条件下，对注汽速度为100m3/d、150m3/d、200m3/d、250m3/d、300m3/d进行了模拟，计算结果见表2。由表2可知，随着注汽速度的增加，注汽周期缩短，由于受地层破裂及储层吸汽能力有限的约束，注汽速度不能无限增大，当注汽速度达到250m3/d时，累积产油量及油汽比达到峰值，因此，设计注汽速度为200～250m3/d为宜。

表2 注汽速度优化结果Table 2 Optimization results of steam injection speed

2.3.2 注汽压力优化

对注汽压力3 MPa、4 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa进行了模拟，计算结果见表3。由表3可知，随着注汽压力的增加，累积产油量及累积油汽比均增大，但当注汽压力达到一定程度时，可能会出现非设计性储层压裂的复杂情况，造成蒸汽窜流，影响油井正常生产，从安全性和有效性角度出发，注汽压力设计为5～6 MPa为宜。

表3 注汽压力优化结果Table 3 Optimization results of steam injection pressure

2.3.3 蒸汽干度优化

不同干度的蒸汽所具有的热焓值不同，干度越高，热焓值越大，对稠油的热激励效果越好。对注入蒸汽干度为0.4、0.5、0.6、0.7、0.8的吞吐效果进行了模拟，计算结果见表4。由表4可以看出：注入蒸汽干度越大，油井吞吐效果越好，但从制汽设备工作持续性及经济性方面考虑，注入蒸汽干度不能太大，设计为0.7～0.8为宜。