杨 钊, 卢澍韬, 孟祥萍, 龚 莹
(1.东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;2.大庆天然气分公司储运二大队输气四队,黑龙江大庆163000)
储层非均质性是油藏表征的核心内容,其研究水平会直接影响到开发方案的部署及开发效果的好坏[1-6]。辽河油田A 区块在漫长的地质发育过程中,经历了后期成岩和地质构造等改造作用,储层中存在高渗透层,其存在形式对开发效果有很大影响。该区块早期依靠天然能量生产,此后地层能量不足进行注水开发补充地层能量,到目前该区块含水较高,采油速度低。
近年来,水平井技术及蒸汽驱热采技术在辽河油田实施规模不断扩大,由于水平井拥有较大的过流面积,水平井注蒸汽开发会改善驱油效果[7]。因此,A 区块开展了水平井蒸汽驱技术研究。本文通过数值模拟建立了研究区精细地质模型,根据储层中存在高渗层的实际情况,利用数值模拟技术优选水平井的位置、水平段层位、射孔层段以及注气参数,这将为开发方案提供理论依据[8-9]。
研究区含油面积0.53km2,油藏埋深1 475~1 700 m,油层有效厚度100 m,平均孔隙度为14.4%,平均渗透率为154.6×10-3μm2。原油为普通稠油,地层条件下原油黏度为57mPa·s,饱和压力为12.6 MPa。目前开采目的层S32,工区自1992年5月开始投产,采出程度为16.2%,含水率达到86.5%。
此研究区块的模拟模型为三维三相热采模型,基于Petrel建模软件建立精细地质模型。考虑工区面积、地层厚度及井网密度等因素,平面网格步长为22m×22m,垂向上尽量按比例划分,平均每5 m一个网格,将纵向上划分为19个模拟层,以满足可分辨出较薄夹层的要求。整个网格系统为4 4×44×19(见图1),其中有效网格21 861个。
图1 网格系统及井位Fig.1 Grid system and wellarray maps
需要拟合的指标有地质储量及区块和生产井的生产动态[10-11]。初始化参数场形成以后,结合地质、测井、油藏工程分析资料,对孔隙度、有效厚度、渗透率等不确定参数进行了修正,经过多次预处理检查、预处理计算,反复进行储量拟合,最终初始化计算的储量为4.41×106t,拟合石油地质储量为4.37×106t,相对误差为0.9%。对区块的地层压力、综合含水率、累计产油量以及36口单井的含水率进行了拟合计算,相对误差小于2%,单井拟合程度大于95%的井共19口,占52.8%,拟合程度大于85%的井有27口,占75%,整体拟合情况比较好。
水平井注蒸汽对于A 区块有很大的优势,水平井注蒸汽主要考虑:一是获得最大的蒸汽驱控制储量;二是最大限度的控制储层油水运动的不均衡性,获得最大的波及系数[12]。根据目前剩余油分布及井网形式,考虑在工区东北区域部署平行于井排的注蒸汽的水平井(见图2),弥补该区域注采体系。
图2 水平井段方向Fig.2 The direction of horizontal well
在设计水平段方向基础上,考虑到储层存在高渗透层的情况,水平段轨迹设计是按照平行于高渗透层的方向设计的(见图3),根据储层纵向上划分19个层,设计了19种水平段轨迹方案,对各方案的水平段轨迹在不同层位进行计算,计算范围是对图2蓝色范围中的井组计算。
图3 纵向渗透率分布与水平井轨迹Fig.3 The vertical permeability distribution and horizontal well trajectory
蒸汽驱模拟条件:注汽速率为250 m3/d,井底蒸汽温度200 ℃、蒸汽干度为40%,水平段全射孔,水平段长度220m;以含水率达到98%为经济极限进行计算。通过数值模拟计算,得到不同方案的采出程度及油气比变化(见图4)。
图4 水平井轨迹不同层位采出程度油气比对比Fig.4 Recovery of horizontal well trajectory in different horizon
由图4可以看出,在相同条件下,水平井轨迹在第9层位时蒸汽驱油采出程度及油气比最大。水平段轨迹射开高渗透层(第7层)时计算的采出程度为19.5%,油气比是0.236;水平段轨迹射开8、9、10或11层时计算的采出程度和油气比均高于水平段轨迹射开高渗透层的,这说明水平段距高渗层下方一定距离会更有效利用高渗层提高蒸汽驱的驱油效果。通过数值计算得出水平井轨迹在第9层位为最优层位。
图5为水平井注蒸汽纵向剩余油及流线分布情况,由图5可以看出,水平井注蒸汽时,由于蒸汽的上覆作用,当蒸汽到达高渗层后,在高渗透层快速水平突进,并以较大接触面积向上继续加热油层,根据地质情况,模型中高渗透层是第7层,当水平段轨迹位于第9层时刚好可以利用蒸汽在油藏中的运动方式对油层进行有效的加热,增大泄油面积,提高蒸汽驱油效果。
图5 水平井注蒸汽纵向剩余油及流线分布Fig.5 Steam injection distribution graph of remaining oil with horizontal wells
水平井位在该区域受到井网井距约束,根据之前优选的水平井轨迹所在第9 层段,分别对180、230、280、330、380m 水平段长度进行计算,得出结果见图6。
从图6可以看出,230 m 的水平段长度为最优方案。对于水平井蒸汽驱来说,水平段长度并不是越长越好,对于一定的注入量来说,水平段越长则单位长度的注汽量减少,使蒸汽在油层中的推进速度减小。另一方由于模拟的水平段全部都射孔,大量蒸汽向高渗透的射孔层段流出,导致过长的水平末端蒸汽量减少,使蒸汽的热值利用率不高。
图6 水平段不同长度采出程度及油气比对比Fig.6 Recovery of different horizontal length
不同的注入速度必然会导致开采效果的不同,根据之前优选的水平段轨迹在第9层,水平段长度230m,在蒸汽干度为40%的情况下,分别计算了150、200、250、300 m3/d四种注汽速度的蒸汽驱开发效果(见图7)。
图7 不同注汽速度采出程度及油气比对比Fig.7 Recovery of different steam injection rate
从图7可以看出,随着注入速度的增加,注入到地层里的蒸汽量增多,热量也就增多,原油被加热后有效的采出地面,提高采出程度。但较高的注入量使油汽比下降较快,影响经济成本。注汽速度在150~250m3/d采出程度大幅度上升,当速度到300 m3/d采出程度上升幅度减少,油气比大幅度下降,就本例来讲,最佳注汽速度为250m3/d。
在蒸汽驱开采过程中,干度影响着蒸汽的热能,在注汽速度250m3/d条件下,计算了井底蒸汽干度分别为10%、20%、30%、40%、50%时的蒸汽驱开发效果(见图8)。
图8 不同蒸汽干度采出程度及油气比对比Fig.8 Recovery of different steam dryness
从图8可以看出,随着蒸汽干度的增加,热能增加,原油的采出程度增加,油气比提高。蒸汽干度从10%增加到40%时,采出程度及油气比均大幅度提高,当蒸汽干度到50%时采出程度及油气比上升幅度大幅度减小,所以实际注入时应尽量提高蒸汽干度,但过高的干度采出程度不但增加有限,而且净产油下降。也就是说,这时增加蒸汽干度所增加的油量不足以抵消增加蒸汽干度所消耗的燃油量。通过分析得出,40%的蒸汽干度为最优方案。
(1)通过对A 区块精细数值模拟,在设计水平井井位的基础上进行了水平段轨迹优化,得出水平段轨迹打在第9层为最优方案。通过分析得出:储层存在高渗透层时,蒸汽到达高渗层后,在高渗层快速水平突进,并以较大接触面积向上继续加热油层,最终可以实现油层纵向上的均匀波及。这样可使油层获得较大面积的加热,达到良好的驱替效果。
(2)对水平井蒸汽驱水平段长度进行优化,得出水平段长度为230m 为最优长度。
(3)对注汽参数进行优化得出,其最佳注汽速度为250m3/d,井底蒸汽干度为40%。
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