多元热流体吞吐气体波及半径计算方法

宫汝祥

(中海油田服务股份有限公司，天津 300450)



多元热流体吞吐气体波及半径计算方法

宫汝祥

(中海油田服务股份有限公司，天津 300450)

针对水平井多元热流体吞吐过程中存在产出气量较大的问题，利用数值模拟方法分析了多元热流体中气体在地层中的分布特征。根据其分布特征提出气体波及半径的概念，定量表征气体在地层中的波及体积，并分析了不同油藏条件和注采参数对气体波及半径的影响。结果表明，随着注入强度和大孔道渗透率的增加，气体波及半径增大；随着油藏厚度增加，气体波及半径减小。在此基础上，回归建立了气体波及半径与注入强度、油层厚度和渗透率参数间的数学模型，该模型对多元热流体吞吐过程中气窜分析具有指导意义。

多元热流体吞吐；数值模拟；气体波及半径；回归模型；渤海油田

0 引 言

渤海稠油资源丰富[1-2]，由于原油黏度较高、渗流阻力大，常规注水开发方式油井产能低，采油速度低，预测采收率低[3-5]。自2008年以来，水平井多元热流体吞吐技术在渤海南堡35-2稠油油田实施20余井次，取得了较好的开发效果。但随着吞吐周期的增加，部分井发生了气体窜流，一旦发生气窜，邻井会产出大量CO2和N2等非凝析气体，需采取关井、降低采油速度等措施，严重影响了油田的正常生产[6-8]。同时油井由于能量利用率较低，热采开发效果变差[9-13]。因此，研究多元热流体吞吐中气体在地层中的分布特征，确定不同油藏参数和注采参数对气体分布的影响规律，对后续气窜的治理及减少气窜对开发效果的影响具有重要意义。

1 基础模型的建立

以渤海南堡35-2油田的实际油藏参数为基础(表1)，建立了多元热流体水平井吞吐数值模拟模型。模型的总网格数为51×25×8，网格尺寸为25.00m×15.00m×0.75m，采取多元热流体吞吐方式开采，水平井水平段长度为150m，吞吐3个周期，每个周期注热水温度为240 ℃，注水速度为165m3/d，注气速度为57 600m3/d，注入时间为20d，焖井时间为3d。

表1 地质模型参数

2 气体波及半径表征方法的提出

将多元热流体注入地层中，一部分CO2和N2会溶于原油，未溶解的气体会向井周围波及，造成波及区域含气饱和度增大，气体波及半径随时间变化规律如图1所示。由图1可知，随着注入时间的延长，气体波及半径逐渐增大。当气体波及半径大于两相邻井井距时则发生气窜。利用数值模拟方法可计算不同时刻每个网格的含气饱和度，进而可求取气体波及体积V。

(1)

式中：V为气体波及体积，m3；Li、Lj、Lk分别为网格在i、 j和k方向上长度，m；φ为孔隙度；Sgm为含气饱和度；n为网格总数，个。

图1 气体波及半径变化曲线

为更加直观地表征气体波及体积的大小，定义气体波及半径r，如图2所示。假设气体在垂向上已波及到整个油藏，在平面上水平井向各个方向波及距离均为r，则有：

V=(πr2+2Lr)hφ

(2)

式中：L为水平井水平段长度，m；h为油层厚度，m；r为气体波及半径，m。

图2 气体波及半径示意图

3 气体波及半径影响规律分析及预测模型建立

3.1 波及半径影响规律分析

在建立多元热流体吞吐模型的基础上，利用油藏数值模拟方法，分析油藏埋深、油层厚度、原油黏度、渗透率、注入强度和注入速度对气体波及半径的影响规律(图3)。

由图3可知，随着油藏埋深增加，地层压力增大，气体的溶解量增加，气体波及半径减小；随着油层厚度的增加，气体在垂向上的波及半径增大，平面上波及半径减小；随着原油黏度增加，地层中油气流度比增大，气体波及半径增大；随着渗透率增加，气体流动阻力减小，运移速度增加，气体的波及半径增大；随着注入强度增加，注入地层内气量增大，气体波及半径增大；随着注入速度增加，在注入量一定的条件下，注入时间减小，气体的波及半径减小。

图3 气体波及半径单因素影响规律

3.2 预测模型参数的选取

(3)

(4)

表2为各影响因素在一定的取值范围内对气体波及半径的变异系数值，计算结果表明：对气体波及半径影响程度由大到小依次为注入强度、油层厚度、渗透率、油藏埋深、原油黏度和注入速度。其中注入强度、油层厚度和渗透率对多元热流体吞吐气体波及半径的影响较为显著。

表2 不同影响因素的变异系数

3.3 样本集的产生

选取注入强度、油层厚度和渗透率3个参数，每个参数取5个水平，采用正交设计建立3参数5水平共50套方案，不同参数下的水平取值如表3所示。

表3 不同参数水平取值

3.4 预测模型的建立

统计不同方案下气体波及半径的大小，随机抽取5个样本作为检验样本，其余45个样本作为拟合样本，采用Levenberg-Marquardt算法对45个实验样本进行多元非线性回归，得到气体波及半径的多因素回归模型：

(5)

式中：I为注入强度，m3/(m·d)；K为渗透率，10-3μm2。

将50组数据作为拟合样本，由回归模型计算拟合样本的气体波及半径，得到计算值与实际值之间的关系(图4)。由图4可知，模型计算波及半径与实际波及半径拟合较好，气体波及半径预测模型计算平均相对误差为3.02%，达到工程计算精度要求。

图4 气体波及半径计算值与实际值关系曲线

4 现场应用

以渤海南堡35-2油田w1井为例探讨了该方法的适应性。w1、w2、w3、w4、w5井组成了以w1井为中心井的五点井网，但井距不同(200～300m)。未发生气窜时，通过色谱分析仪得到产出气大部分为CH4(含量约为85%～90%)和少量的N2(含量约为10%～15%)；若发生气窜，产出气中N2含量会大幅度增加，根据现场经验，当N2含量高于50%时则认定发生气窜。w1井于2012年3月15日开始第2周期多元热流体吞吐，油层厚度为6m，平均渗透率为4 200×10-3μm2，通过数值模拟优化2周期注入强度为22.86m3/(m·d)，注入时间为24d，利用式(5)计算得到气体波及半径为207m，结合井距情况，气窜分析结果见表4，预测结果只有w2井会发生气窜。

表4 气窜分析

实际在注热22d时，w1井的油压和套压迅速下降，套压由19.1MPa降至16.2MPa，油压由18.3MPa降至15.2MPa；注热23d时，w2井的油压和套压迅速增加，套压由0增至1.92MPa，油压由0增至1.7MPa，现场监测数据说明两井间发生了气窜，预测结果与实际吻合。w1井于2014年6月17日开始第3周期多元热流体吞吐注热，优化第3周期注热参数，得到最佳注入强度为24.2m3/(m·d)。波及半径取值200m，利用式(5)得到注入时间为17d，现场实际注热16d结束，通过监测临井的气体产出物组成发现N2含量均低于15%，没有发生气窜。说明该模型可以对多元热流体吞吐气窜风险进行预测，具有较好的适应性。

5 结 论

(1) 根据多元热流体气体分布特征提出了采用气体波及半径定量表征多元热流体吞吐气体波及体积的大小。

(2) 引入变异系数的概念分析影响多元热流体吞吐气体波及半径的主次参数，影响多元热流体吞吐气体波及半径程度由大到小依次为注入强度、油层厚度、渗透率、油藏埋深、原油黏度和注入速度，其中注入强度、油层厚度和渗透率对多元热流体吞吐气体波及半径的影响最为显著。

(3) 利用多元回归方法建立了多元热流体吞吐气体波及半径与注入强度、油层厚度和渗透率之间的回归模型，可预测多元热流体吞吐过程中气体波及半径的大小，计算结果误差较小，达到工程精度要求。

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编辑 刘 巍

20160104；改回日期：20160628

国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发” (2011ZX05057)子课题“海上稠油油田热采技术试验示范”(2011ZX05057-005)

宫汝祥(1983-)，男，工程师，2006年毕业于中国石油大学(华东)过程装备与控制工程专业，2009年毕业于该校油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事稠油热采和三次采油提高采收率技术研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.028

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