多元熱流體吞吐井間氣竄程度表征與預測研究

，宮汝，.

(中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津 300459)

渤海海域原油儲量豐富，其中稠油儲量占總量的62%。開發(fā)實踐證實地下原油黏度大于350 mPa·s的非常規(guī)稠油采用常規(guī)冷采方式開發(fā)效果較差，存在冷采產能低、采油速度小、預測采收率低等問題，制約了海上稠油高速高效開發(fā)。為改善海上稠油開發(fā)效果，渤海N油田南區(qū)于2008年開始進行多元熱流體吞吐先導試驗。目前，N油田南區(qū)已實施多元熱流體吞吐22井次，其中6口井實施了二輪次注熱。第二輪注熱過程中，多井出現了氣竄現象，導致部分臨井關井，對熱采開發(fā)效果造成影響。減少井間氣竄影響、改善熱采吞吐效果成為當前亟待解決的一項重要任務[1-6]。本次研究以N油田實際數據為基礎，建立典型油藏模型，利用數值模擬技術分析相關因素對井間氣竄現象的影響規(guī)律，并對井間氣竄程度做了定量預測。

1 竄流程度的表征方法

4口邊井在生產過程中壓力逐漸降低，產油量逐漸減小，當中心井注入多元熱流體后，由于氣體的擴散和井間的壓力差，注入氣會向井周圍擴散。為便于研究井間氣體的竄流程度，以其中一口井的日產氣和累產氣曲線為研究對象(圖1)，提出竄流系數的概念來定量表征井間氣體的竄流程度，在此基礎上討論各影響因素對該參數的影響。

圖1 多元熱流體吞吐竄流程度表征模型油藏頂深及井位分布Fig.1 The top of the reservoir and the well location distribution of the model of multiple thermal fluid

為表征開采過程中鄰井的竄流程度，采用吞吐井交替開井的開發(fā)方式。多元熱流體吞吐井間竄流模型基礎方案為：油藏頂深950 m，厚度6 m，滲透率4 000 mD，原油黏度665 mPa·s，水平井長度150 m，注入強度22 m3/m，注入速度165 m3/d。4口角井以120 m3/d的排液速度同時生產2個月后，中心井開始注入多元熱流體，其中注入熱水溫度為240 ℃，注入速度為165 m3/d，氣體注入速度為57 600 m3/d，注入量為3 300 m3。

1.1 井間竄流系數定義

在注入量一定的條件下，氣竄越嚴重則鄰井日產氣峰值越大，生產結束時的累產氣量也越大，因此引入竄流系數的概念來表征井間竄流程度的大小。竄流系數n的表達式為：

(1)

式中Qmax——鄰井最大日產氣量，m3；

Cq——鄰井累產氣量，104m3；

Czhu——中心井注氣總量，104m3。

1.2 氣竄影響因素敏感性分析

(2)

(3)

式中n——數據水平個數；

yi——第i個水平數據值。

CV反映了一組數據分散和差異的程度，CV越大說明該數據序列數據間的差異程度越大；否則，數據越集中。CV值的大小表征竄流系數對各因素的敏感程度，CV越大表明因素對竄流系數的影響越敏感。

以渤海實際稠油油藏特征為依據，表1和圖2為各影響因素在一定的取值范圍內對竄流系數的變異系數值。統(tǒng)計結果表明：對多元熱流體吞吐氣竄影響程度由大到小依次為：高滲帶倍數、平面滲透率、油層厚度、注采壓差、注入強度、原油黏度和注入速度[7-8]。通過計算不同影響因素下竄流系數的變異系數值，可以看出高滲帶倍數、平面滲透率、油層厚度為影響井間竄流的主要因素。

表1 不同影響因素下的變異系數Table 1 Table of variation coefficient under different influencing factors

圖2 不同影響因素變異系數分布Fig.2 Distribution of variation coefficient of different influencing factors

2 井間竄流系數預測回歸模型

2.1 預測樣本集的產生

基于對井間竄流程度影響因素的分析，利用變異系數法確定了影響井間竄流特征的關鍵參數是滲透率、油層厚度和高滲帶滲透率倍數。將各參數劃分為5個不同水平，設計三因素五水平正交設計方案50套，以渤海實際稠油油藏特征為依據，不同參數的水平取值見表2，其中高滲帶滲透率倍數參數僅考慮高滲帶連通注入井和生產井的情況。對50套正交方案分別進行模擬計算，確定各方案條件下，計算得到相應的竄流系數[9-10]，見表3。

表2 各參數水平取值Table 2 The value of each parameter level

表3 正交方案參數水平取值及竄流系數計算結果Table 3 The parameter values of the orthogonal scheme and the calculation results of the cross flow coefficient

續(xù)表

2.2 單因素影響規(guī)律模型形式確定

基于不同參數取值下50套數模模型的計算結果和竄流程度影響規(guī)律研究，對竄流系數與油層厚度、滲透率和高滲帶倍數的關系進行了單因素回歸，確定了單因素影響規(guī)律模型形式。結果如圖3～圖5所示，可以看出，回歸函數基本都能反映竄流系數與各參數的相關關系。

圖3 竄流系數和油層厚度關系回歸Fig.3 Regression of cross-flow coefficient and reservoir thickness

圖4 竄流系數和滲透率關系回歸Fig.4 Regression of cross-flow coefficient and permeability

圖5 竄流系數和高滲帶倍數關系回歸Fig.5 Regression of cross-flow coefficient and high permeability zone multiple

可以看出，油層越厚，竄流系數越小，越不容易氣竄；滲透率越高，竄流系數越大，越容易發(fā)生氣竄；高滲帶倍數越高，竄流系數越大，越容易發(fā)生氣竄。

2.3 竄流系數回歸模型建立

采用Levenberg-Marquardt算法，對50個試驗樣本進行多元非線性回歸，通過回歸擬合確定各參數系數，多因素回歸模型見式(3)。回歸模型的相關系數R= 0.975且其相對誤差較小，因此該回歸模型的擬合程度較高，可用于不同條件下的竄流系數的預測。

(4)

式中n——竄流系數；

h——油層厚度，m；

k——滲透率，mD；

m——高滲帶倍數。

模型適用范圍為：油層厚度為3～15 m，油藏滲透率為2 000～10 000 mD，高滲帶倍數為1～8。

2.4 井間竄流系數回歸預測模型校正

竄流系數回歸模型是在基礎方案中其他參數不變的條件下，以油層厚度、滲透率和高滲帶倍數3個參數為變量擬合得到的。注入強度和注采壓差等動態(tài)參數對竄流系數也有一定影響，因此，需要對竄流系數回歸模型進行校正，建立注入強度和注采壓差的校正曲線。

利用數值模擬方法，結合熱采井實際注入參數，并與實際效果對比，分別選取基礎方案注入強度為22 m3/m、注采壓差為2.3 MPa時的竄流系數為校正基準點，研究了注入強度分別為10 m3/m、14 m3/m、18 m3/m、22 m3/m、26 m3/m和注采壓差分別為1.0 MPa、2.3 MPa、5.0 MPa、7.0 MPa、9.0 MPa時竄流系數的變化，見表4、表5。

根據表4和表5中不同注入強度和注采壓差及其對應的校正系數值，可繪制竄流系數的注入強度和注采壓差校正曲線，如圖6所示。

井間竄流系數預測模型使用時，首先根據油層厚度、滲透率和高滲帶倍數3個參數通過預測模型計算竄流系數基準值；然后通過注入強度和注采壓差校正圖版進行竄流系數校正，確定最終的竄流系數值。

表4 不同注入強度下的校正系數統(tǒng)計Table 4 Statistical of correction coefficients under different injection intensities

表5 不同注采壓差下的校正系數統(tǒng)計Table 5 Statistical of correction coefficient under different injection-production pressure difference

圖6 注入強度和注采壓差竄流系數校正圖版Fig.6 Calibration chart for cross-flow coefficient of injection strength and injection-production pressure difference

3 竄流程度分類研究

為表征和對比不同條件下的井間竄流程度，按照正交方案中竄流系數大小分布和相對集中程度，將竄流程度劃分為弱、中、強和嚴重4個級別，分類后保證正交方案中竄流系數在各個級別都有分布，且數目相當。根據以上原則，具體的分類標準見表6。

表6 不同竄流程度的分類標準Table 6 Classification criteria for different degree of channeling

根據實施多元熱流體多輪次吞吐區(qū)塊的地質參數油藏溫度56 ℃、地下原油黏度665 mPa·s、油層厚度6 m、初始含油飽和度0.68、平面滲透率4 000 mD，利用竄流系數的回歸模型和注入強度、注采壓差的校正曲線(表7)，計算出N油田多元熱流體吞吐井竄流系數值，注采壓差取5.0 MPa。

根據表中竄流程度的劃分標準，可確定各井在開發(fā)過程中的竄流程度類型，如圖7所示。可以看出，發(fā)生嚴重竄流的井有1口，強竄流的井有1口，中等竄流井3口，只有2口井氣竄程度較弱。預測氣竄程度結果，與實際注熱吞吐后氣竄情況相同，驗證了預測方法的準確有效性。

表7 N油田各井實際油藏參數及注入參數Table 7 Actual reservoir parameters and injection parameters of every well in N oilfield

圖7 N油田部分熱采井竄流系數與實際產氣量的統(tǒng)計對比Fig.7 Statistical comparison between the cross flow coefficient of some thermal production wells and the actual gas production in N oilfield

4 結論

(1)在對多元熱流體吞吐開發(fā)過程中氣竄特征分析的基礎上，提出了井間竄流系數的特征參數，從而實現了對竄流規(guī)律和竄流程度的表征。

(2)氣竄影響因素敏感性分析的結果表明，對竄流系數影響較大的關鍵參數為：滲透率、油層厚度、井間高滲條帶。

(3)基于影響氣竄的關鍵參數，建立了竄流系數預測回歸模型，考慮了不同注入強度和注采壓差條件下對竄流系數回歸模型的校正曲線，并且模型滿足工程精度要求。

(4)建立了竄流程度的分類標準，將竄流程度劃分為弱、中、強和嚴重4個級別，為后續(xù)抑制井間氣竄、提高開采效果提供參考。