春10區(qū)塊水平井蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化

周志軍， 郝玉*

(1.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院， 大慶 163318； 2. 東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 大慶 163318)

超稠油油藏具有埋藏深、開發(fā)潛力大等特點(diǎn)，隨著稠油油藏的開發(fā)，超稠油油藏的開采在世界各國(guó)范圍內(nèi)得到普遍關(guān)注。1999年，曙光油田開始對(duì)超稠油油藏進(jìn)行試采，2000年正式投入開發(fā)，曙光采油廠目前已探明超稠油油藏地質(zhì)儲(chǔ)量超過1億t，超稠油油藏產(chǎn)量占其總產(chǎn)量30%，超稠油開發(fā)成為今后生產(chǎn)的主要方向。超稠油油藏由于流動(dòng)性差，對(duì)溫度具有極強(qiáng)的敏感性，以及其他影響因素對(duì)開發(fā)效果的影響也較大[1]。因此通過熱采的方式提高油層溫度，降低油層黏度，提高流動(dòng)系數(shù)，提高采油量。

2020年，張?chǎng)蔚萚1]、張晨朔等[2]對(duì)低滲透油藏回注溶解氣開發(fā)注采參數(shù)界限進(jìn)行研究，認(rèn)為注采參數(shù)界限受注采能力、采油速度和地層壓力等多因素影響，并存在相應(yīng)規(guī)律，認(rèn)為在開發(fā)初期根據(jù)回注比確定采油速度，提高注汽井?dāng)?shù)量；并且在開發(fā)中后期，通過降低注汽井?dāng)?shù)量來提高采油速度，從而提高開發(fā)效果。同年，黃鑫等[3]對(duì)固態(tài)硫化開采天然氣水合物參數(shù)優(yōu)化進(jìn)行研究，分別對(duì)排量、地溫梯度、鉆井液密度及鉆采速度進(jìn)行優(yōu)化，研究結(jié)果對(duì)天然氣水合物開采提供理論指導(dǎo)和技術(shù)支持。衛(wèi)詩(shī)豪等[4]對(duì)頁(yè)巖氣藏注CO2滲透率界限及開發(fā)參數(shù)優(yōu)化進(jìn)行研究，根據(jù)正交試驗(yàn)來確定影響因子，在不同滲透率條件下，對(duì)CO2注入方式布縫模式、井位排列和燜井時(shí)間等參數(shù)進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化，得出了在滲透率低于0.001 mD時(shí)，直接驅(qū)替效果最佳；滲透率高于0.001 mD時(shí)，蒸汽吞吐注CO2最佳。劉義剛等[5]對(duì)稠油油藏開發(fā)中后期注采參數(shù)優(yōu)化進(jìn)行研究，指出蒸汽吞吐3～4周期后進(jìn)入開發(fā)中后期，蒸汽吞吐開發(fā)效果明顯降低，優(yōu)化了中后期注采參數(shù)。但是，對(duì)于影響開發(fā)效果的主控因素研究較少。閆文華等[6]通過灰色關(guān)聯(lián)度方法對(duì)水平井壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究，認(rèn)為影響壓裂的主要因素是裂縫半長(zhǎng)和裂縫間距，并給出最優(yōu)參數(shù)值。徐超等[7]、吳君達(dá)等[8]分別針對(duì)非線性滲透率模型和神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)剩余油的參數(shù)優(yōu)化研究。以及周志軍等[9-11]對(duì)稠油油藏多方面多方法進(jìn)行注采參數(shù)優(yōu)化研究。主要通過正交設(shè)計(jì)優(yōu)化、雙水平井多元介質(zhì)輔助方法，給出最優(yōu)參數(shù)值，分別提高采收率10.76%、2.4%和13.7%，提高開發(fā)效果顯著。

春10區(qū)塊超稠油油藏，經(jīng)過多年蒸汽吞吐開采，出現(xiàn)生產(chǎn)油汽比較低、開采程度低、開發(fā)效果差等問題。為了進(jìn)一步提高蒸汽吞吐采收率，現(xiàn)采用正交試驗(yàn)方法，對(duì)影響開發(fā)效果的不同因素進(jìn)行敏感性分析，根據(jù)影響開發(fā)效果的主控因素，在三維地質(zhì)建模和數(shù)值模擬研究方法基礎(chǔ)上，分別對(duì)不同長(zhǎng)度水平段及不同周期參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，得出供現(xiàn)場(chǎng)可操作的注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)圖版，便于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用。

1 三維地質(zhì)建模與數(shù)值模擬

春光油田春10井區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市境內(nèi)，經(jīng)過多年的蒸汽吞吐開采，綜合含水率較高、汽竄問題日益嚴(yán)重，是春光油田中比較有代表性的稠油油藏。主力油層為S1Ⅱ2小層，油藏埋深910～925 m，滲透率在0.1～11.2 μm2，孔隙度在27.9%～39.3%，平均地層壓力為9.2～9.8 MPa，原始地層溫度38.1～43.8 ℃。根據(jù)春10-1H井原油分析結(jié)果，春10井區(qū)S1Ⅱ2小層地面脫氣原油密度為0.965 1 g/m3，含蠟量2.31%，凝固點(diǎn)9 ℃，瀝青質(zhì)含量5.8%，含硫0.12%，芳香烴含量26.75%，膠質(zhì)含量16.81%，飽和烴含量38.06%。

通過綜合鉆井、測(cè)井及實(shí)驗(yàn)分析等數(shù)據(jù)資料，對(duì)春10區(qū)塊沙灣組稠油油藏進(jìn)行了高精度的三維地質(zhì)模型建立，其中包括構(gòu)造模型、網(wǎng)格骨架模型、層面模型及屬性模型，如圖1所示。應(yīng)用Petrel三維地質(zhì)建模軟件，對(duì)目標(biāo)井區(qū)進(jìn)行三維地質(zhì)建模，i×j×k= 330×178×3；總網(wǎng)格數(shù)為176 220；i、j方向網(wǎng)格步長(zhǎng)10 m×10 m，模型縱向網(wǎng)格數(shù)為3個(gè)，并將地質(zhì)模型經(jīng)過網(wǎng)格粗化后導(dǎo)入CMG中建立相應(yīng)的數(shù)值模型，見圖2。完成歷史擬合，擬合率達(dá)到了75%以上，可以進(jìn)行注采參數(shù)優(yōu)化。

圖1 構(gòu)造模型圖

圖2 數(shù)值模擬模型圖

2 正交優(yōu)化實(shí)驗(yàn)主控因素分析

研究了水平段長(zhǎng)度、注汽強(qiáng)度、產(chǎn)液速度、黏度、油層厚度、滲透率6個(gè)因素對(duì)開采效果的影響。根據(jù)不同參數(shù)開發(fā)效果，分析其影響規(guī)律。正交優(yōu)化實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)是研究多因素多水平的一種設(shè)計(jì)方法。

正交優(yōu)化實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)所選取實(shí)驗(yàn)方案具有典型性、代表性和完整性。

極差分析方法可確定各因素對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響大小和次序以及各因素的最優(yōu)水平取值，但是不能具體判斷出因素對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響顯著程度，區(qū)分出主要、次要影響因素，方差分析正好彌補(bǔ)了極差分析的不足。正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果由直觀分析(極差分析)和方差分析共同結(jié)果確定，通過SPSS軟件進(jìn)行正態(tài)性檢驗(yàn)。將原油數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)為符合(0,1)分布的數(shù)據(jù)。取顯著性水平α分別為0.1、0.05、0.01，P>P0.1表示不顯著，P0.05

正交優(yōu)化設(shè)計(jì)各因素及對(duì)應(yīng)取值結(jié)果如表1所示。根據(jù)表1參數(shù)水平值，本次實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)采用L27(312)正交表，共18種實(shí)驗(yàn)方案，實(shí)驗(yàn)方案取值及結(jié)果如表2所示。

表1 正交優(yōu)化設(shè)計(jì)各因素及對(duì)應(yīng)水平值取值結(jié)果

根據(jù)表2可得，影響開發(fā)效果因素中各因素極差大小排序?yàn)椋鹤⑵麖?qiáng)度>水平段長(zhǎng)度>油層厚度>產(chǎn)液速度>黏度>滲透率。以油汽比為評(píng)價(jià)指標(biāo)的方差分析結(jié)果如表3所示。

表2 運(yùn)用極差分析方法分析實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表3得：F0.01(12，27)=2.93，F(xiàn)0.05(12，27)=2.13，F(xiàn)0.1(12，27)=1.8。故當(dāng)影響因素的F>2.93，則影響因素非常顯著；若F>2.13，則影響因素顯著；若F>1.8，則影響因素較為顯著；若F<1.8，則影響因素不顯著。由此運(yùn)用方差分析得到影響因素從主到次依次為：注汽強(qiáng)度、水平段長(zhǎng)度、油層厚度、產(chǎn)液速度、黏度、滲透率；方差和極差分析得到影響因素對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果作用程度和次序較為一致，且由顯著性水平可得，影響開發(fā)效果的各因素顯著性排序?yàn)椋鹤⑵麖?qiáng)度、水平段長(zhǎng)度、油層厚度、產(chǎn)液速度、黏度、滲透率。

表3 春10井區(qū)正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果方差分析

3 注采參數(shù)優(yōu)化研究

以春10區(qū)稠油油藏有代表性的正常生產(chǎn)井為研究對(duì)象，依據(jù)油藏實(shí)際生產(chǎn)參數(shù)建立數(shù)值模擬模型。通過調(diào)整油藏模型參數(shù)，優(yōu)化蒸汽吞吐的關(guān)鍵注采參數(shù)。采用水平井段長(zhǎng)度為50、100、150和200 m；以50 m和150 m為例。蒸汽干度為0.8；周期數(shù)為5、10、15和20周期進(jìn)行蒸汽吞吐開發(fā)。注汽溫度為340 ℃，以經(jīng)濟(jì)極限油汽比為0.22時(shí)為優(yōu)化指標(biāo)。

3.1 不同長(zhǎng)度水平段不同周期參數(shù)優(yōu)化

稠油油藏水平井蒸汽吞吐生產(chǎn)中，水平井水平段長(zhǎng)度是重要生產(chǎn)參數(shù)之一，水平段長(zhǎng)度能夠影響蒸汽腔的波及范圍，對(duì)春10區(qū)塊的溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)及剩余油飽和度場(chǎng)等有不同程度的影響，對(duì)蒸汽吞吐開發(fā)效果產(chǎn)生較大影響。因此需要對(duì)不同水平段長(zhǎng)度的不同生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。從而優(yōu)選出不同水平段長(zhǎng)度的最優(yōu)注采參數(shù)。

3.1.1 水平段長(zhǎng)度50 m時(shí)不同周期參數(shù)優(yōu)化

當(dāng)水平段長(zhǎng)度50 m時(shí)，生產(chǎn)周期分別為5、10、15、20周期的稠油油藏，模擬注汽強(qiáng)度17、19、21、23、25和27 t/(m?d)；采注比0.8、0.9、1.0、1.1、1.2和1.3；井底蒸汽干度為0.8時(shí)，蒸汽吞吐生產(chǎn)情況如圖3所示。在水平段長(zhǎng)度50 m時(shí)，生產(chǎn)周期為5周期時(shí)最佳注汽強(qiáng)度為21 t/(m?d)，最佳采注比0.8；10周期時(shí)最佳注汽強(qiáng)度為23 t/(m?d)，最佳采注比1.0；15周期最佳注汽強(qiáng)度為25 t/(m?d)，最佳采注比1.0；20周期最佳注汽強(qiáng)度為25 t/(m?d)，最佳采注比1.2。

圖3 最優(yōu)注汽強(qiáng)度和采注比隨周期的變化(水平段長(zhǎng)度50 m)

3.1.2 水平段長(zhǎng)度150 m時(shí)不同周期參數(shù)優(yōu)化

當(dāng)水平段長(zhǎng)度150 m時(shí)，生產(chǎn)周期分別為5、10、15、20周期的稠油油藏，模擬注汽強(qiáng)度9、11、13、15、17和19 t/(m?d)；采注比0.8、0.9、1.0、1.1、1.2和1.3；井底蒸汽干度為0.8時(shí)，蒸汽吞吐生產(chǎn)情況如圖4所示。在水平段長(zhǎng)度150 m時(shí)，生產(chǎn)周期為5周期時(shí)最佳注汽強(qiáng)度為11 t/(m?d)，最佳采注比0.9；10周期最佳注汽強(qiáng)度為13 t/(m?d)，最佳采注比1.2；15周期最佳注汽強(qiáng)度為15 t/(m?d)，最佳采注比1.2；20周期最佳注汽強(qiáng)度為15 t/(m?d)，最佳采注比1.2。

圖4 最優(yōu)注汽強(qiáng)度和采注比隨周期的變化(水平段長(zhǎng)度150 m)

3.2 不同油層厚度油藏參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，不同油層厚度稠油油藏蒸汽吞吐采出程度與產(chǎn)液速度成正比，如圖5所示。當(dāng)油層厚度為4、5、6、7和8 m時(shí)，稠油油藏最優(yōu)的產(chǎn)液速度分別為11、13、15.5、16和17.5 t/d；最優(yōu)燜井時(shí)間分別為1、2、2、3和3 d；最優(yōu)注汽強(qiáng)度分別為12.1、13.6、14.03、15.6和17 t/(m?d)。

圖5 參數(shù)最佳取值隨油層厚度的變化

3.3 不同黏度油藏參數(shù)優(yōu)化

稠油油藏采出程度與產(chǎn)液速度成正比，但增幅趨于平緩。對(duì)于蒸汽吞吐井來說，原油流動(dòng)性和地層的吸汽能力受原油黏度影響較大。為研究原油黏度對(duì)蒸汽吞吐效果的影響，采用單井模型，在50 ℃的溫度下，選取黏度為13 000、15 000、17 000、21 000和25 000 mPa?s時(shí)，稠油油藏最優(yōu)的產(chǎn)液速度分別為13、15.5、16、17和17.5 t/d，如圖6所示；最優(yōu)燜井時(shí)間分別是2、3、3、4和4 d；最佳注汽強(qiáng)度分別為12、11.4、10.9、10.3和10 t/(m?d)，說明最優(yōu)注汽強(qiáng)度隨地層原油黏度的增大而減小。

圖6 參數(shù)最佳取值隨黏度的變化

3.4 不同滲透率油藏參數(shù)優(yōu)化

當(dāng)滲透率為1×10-3、2×10-3、3×10-3、4×10-3和5×10-3μm2時(shí)，稠油油藏最佳產(chǎn)液速度分別為12.5、15、15.5、16和16.4 t/d，如圖7所示；最佳燜井時(shí)間分別為3、3、2、1和1 d；最佳注汽強(qiáng)度分別為12.6、11.9、11.2、13.7和14.2 t/(m?d)。

圖7 參數(shù)最佳取值隨滲透率的變化

3.5 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

為了預(yù)測(cè)蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化后的開發(fā)指標(biāo)，依據(jù)油藏實(shí)際生產(chǎn)參數(shù)建立的油藏?cái)?shù)值模擬模型，設(shè)定基礎(chǔ)參數(shù)為：注入溫度為350 ℃，注汽干度0.8，有效厚度為4 m，滲透率為1 761×10-3μm2，50 ℃地面脫氣原油黏度為10 359 mPa?s，采用注采優(yōu)化后的參數(shù)，對(duì)春10區(qū)塊未來5年進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)結(jié)果表如表4所示。與當(dāng)前生產(chǎn)相比，日增產(chǎn)液量21.5 t，日增產(chǎn)油量12.6 t，含水率下降10.2%，油汽比0.32，累計(jì)增油量22 680 t，油汽比提高0.11，采收程度提高4.81%。為春10區(qū)塊進(jìn)一步提高油氣采收率提供理論依據(jù)。

表4 優(yōu)化前后5年開發(fā)效果預(yù)測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

(1)運(yùn)用正交試驗(yàn)對(duì)上述參數(shù)進(jìn)行正交分析，得出影響開發(fā)效果因素中各因素顯著性排序分別為注汽強(qiáng)度、水平段長(zhǎng)度、油層厚度、產(chǎn)液速度、黏度、滲透率。

(2)利用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)蒸汽吞吐水平井進(jìn)行注采參數(shù)優(yōu)化研究，得出水平段長(zhǎng)度50 m注汽強(qiáng)度最佳范圍21～25 t/(m?d)；最佳采注比0.8～1.2；水平段長(zhǎng)度150 m時(shí)，注汽強(qiáng)度最佳范圍11～15 t/(m?d)，最佳采注比0.9～1.2，采用優(yōu)化后的注采參數(shù)，采收程度提高4.81%，為春10區(qū)塊進(jìn)一步提高油氣采收率提供理論依據(jù)。