过热蒸汽吞吐水平井注采参数多因素正交试验研究

孙逢瑞，黄世军，王　岩，邹　明，李　乾，吴小军

(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国政法大学，北京　100088；3.成都理工大学，四川 成都　610059)



过热蒸汽吞吐水平井注采参数多因素正交试验研究

孙逢瑞，黄世军1，王岩2，邹明1，李乾3，吴小军1

(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国政法大学，北京100088；3.成都理工大学，四川 成都610059)

摘要：过热蒸汽吞吐是哈国库姆萨伊油田提高稠油采收率的经济有效方法之一，合理选取注汽参数可以提高经济效益。利用多因素正交试验方法研究了影响采出程度的主控因素，结果表明：周期注汽量、过热蒸汽温度是最主要因素，过热度、焖井时间等影响较小。利用单因素分析法研究了适合该区块的合理注汽参数，结果表明：最优周期注汽量为2 500 t，过热蒸汽温度为290 ℃，过热度为20 ℃，注汽速度为150 t/d，焖井时间为8 d。

关键词：过热蒸汽吞吐；影响因素分析；正交试验；多因素；水平井

目前全球常规原油产能递减，稠油、特稠油以及超稠油储量巨大，开采前景广阔。热力采油是稠油高效开发行之有效的方法，目前已形成蒸汽吞吐、过热蒸汽吞吐、热水驱、蒸汽驱、非凝析气辅助蒸汽驱(SAGP)、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和火烧油层等多种热采技术[1-3]。稠油油藏孔隙度大，岩石结构疏松，常规饱和蒸汽吞吐易造成微粒运移、黏土矿物膨胀等影响，使得常规蒸汽吞吐开发效果不理想甚至变差。过热蒸汽与饱和蒸汽相比，具有更高的热焓和更大的比容，可一定程度修复已发生水敏油层，提高储层渗透性。与传统热采技术相比，过热蒸汽汽化潜热高，加热效果更明显，在注汽量一定，过热蒸汽吞吐加热半径更大，采收率更高[4-6]。为了提高开发效果，应对过热蒸汽吞吐注采参数进行科学系统的优化调整。目前优化方法主要采用单因素分析法，即分析单一影响因素不同取值对采收率的影响，但这种方法无法明确影响因素的主次关系。笔者在传统单因素分析方法基础上，采用正交试验法对库姆萨伊油田目标区块过热蒸汽吞吐影响因素进行了研究，给出了影响因素主次排序，确定了最优注汽参数，弥补了单因素分析的不足。

1油田概况

库姆萨伊油田位于滨里海盆地东部，滨里海盆地北面为里海，盆地东西长600 km，南北宽500 km，是世界上沉积最深、沉积厚度最大的典型含油气裂谷盆地。整个库姆萨伊区块构造为短轴背斜型褶皱，构造轴向为近东西向，背斜高点位于该区的中部和西部，在油区主体部位。在含油范围内，构造具有向西和向南倾伏的单斜层趋势。库姆萨伊油田盐上中侏罗统稠油油藏，具有埋藏浅(243～300 m)，储层物性好，储量丰度高(267×104t/km2)，原油密度大(地面条件下0.948 g/cm3)，原油黏度高(20 ℃时黏度为3 309.7 mPa·s)，溶解气小(1.48 m3/t)等特点。该油田目前存在的主要问题是衰竭式开采(冷采)单井产量较低，产量下降快。因此目前正在开展过热蒸汽吞吐试验，已完成蒸汽吞吐10口，累计注汽量12 961 t，水平井平均注汽速度为183 t/d，注汽强度为18.5 t/m。为了取得较好的开发效果，必须明确影响因素之间的关系并对注采参数进行优化。

2单因素分析

库姆萨伊油田过热蒸汽吞吐水平井基本参数如表1所示，利用CMG数值模拟软件建立单井理论模型，进行注汽参数单因素分析。为保持其他注汽参数不变，对所研究因素取不同水平值，研究某一因素对开发效果的影响。

表1　基本地质参数、流体参数和注汽参数

2.1过热蒸汽温度

保证过热度相同，改变过热蒸汽温度，不同温度对应的注汽压力按照式(1)计算[4]，不同过热蒸汽温度下采出程度如图1所示。采出程度为采出原油地下体积与地质储量之比。从图1可以看出，过热蒸汽温度越高，采出程度越大，当温度高于290 ℃，采出程度变化趋缓。

(1)

式中：Ts为饱和蒸汽温度，℃；ps为饱和蒸汽压，MPa。

2.2过热度

采出程度随过热度变化曲线如图2所示。由图2可以看出，采出程度随过热度增加而增加，当过热度高于20 ℃，采出程度变化趋缓。

2.3周期注汽量

采出程度随周期注汽量变化曲线如图3所示。由图3可以看出，采出程度随周期注汽量增加而增加，当周期注汽量高于2 500 t，采出程度变化趋缓。

2.4注汽速度

采出程度随注汽速度变化曲线如图4所示。由图4可以看出，注汽速度过小，井筒热损失过大，提高注汽速度有助于降低井筒热损失，因此应在设备允许、地层不破裂前提下适当提高注汽速度。当注汽速度高于150 m3/d，注汽速度对采出程度影响不大。

2.5焖井时间

合理选择焖井时间可以提高热能利用率，采出程度随焖井时间变化曲线如图5所示。由图5可以看出，适合该井地质、注汽条件下的合理焖井时间为8 d。焖井时间过短，则热能未充分用来加热油层即被采出；焖井时间过长，顶底层热损失增加。

3多因素正交试验

单因素分析适用于参数优化，但无法揭示各因素的影响程度。采用多因素正交试验法可以分析各因素之间的关联。根据多因素正交试验原理及国内外注采参数研究方法[7-12]，以采出程度为评价指标，对过热蒸汽温度、过热度、注汽速度、周期注汽量和焖井时间5个主要因素进行排序，每个因素取4个水平值(如表2所示)，得到16个方案，方案设计及预测的3个周期采出程度计算结果如表3所示。

表2　注汽参数及水平值

表3　注汽参数优化方案

3.1直观分析法

按照表3中方案，使用CMG计算不同注汽参数下3个周期内的采出程度，采用直观法得到不同因素极差，结果如表4所示。由表4可以看出，按照极差由大到小得到影响因素敏感性主次顺序为：周期注汽量、过热蒸汽温度、过热度、注汽速度、焖井时间，其中极差分别为19.7、7.3的周期注汽量、过热蒸汽温度影响最大，其他因素影响较小。由表4及单因素分析结果可知，理论上的最佳注汽参数组合为：过热度为40 ℃，注汽速度为250 t/d，过热蒸汽温度为310 ℃，周期注汽量为4 000 t，焖井时间为7 d，但应考虑设备、油层实际条件结合单因素分析结果合理选择。

表4　注汽参数直观分析法结果

3.2方差分析法

利用统计学中方差分析法研究不同注汽参数对采出程度影响的显著程度，结果如表5所示。通过比较F值与临界值关系判断因素影响是否显著，当F值大于临界值，则该因素影响显著，否则不显著。由表5可以看出，周期注汽量对采出程度影响最为显著，其后依次为过热蒸汽温度、过热度、注汽速度、焖井时间，结果与极差比较法相同。在注汽参数单因素与多因素分析基础上，现场可以根据实际情况进行注汽参数调整。

表5　注汽参数方差分析法结果

4现场效果分析

根据单因素和多因素分析优化结果，库姆萨伊油田目标区块过热蒸汽吞吐水平井单井周期注汽量为2 400 t，3个周期区块累积注汽量为2.02×104m3，平均单井产油速度为42 t/d，3个周期累积产油量为4.1×105m3，采出程度为17.5%，较冷采阶段采收率提高近3倍，与预测值一致。矿场实践表明，过热蒸汽吞吐较冷采水平井产能大幅提高，效果显著。

5结论

(1)通过过热蒸汽吞吐水平井注汽参数正交试验得到各因素影响从强到弱依次为：周期注汽量、过热蒸汽温度、过热度、注汽速度、焖井时间，其中周期注汽量、过热蒸汽温度影响最显著，在实施过热蒸汽吞吐前，应对其优先考虑。

(2)结合实际设备、油藏条件，注汽参数单因素优化表明，适合该油藏合适的注汽参数为：过热蒸汽温度为290 ℃，过热度为20 ℃，周期注汽量为2 500 t，注汽速度为150 t/d，焖井时间为8 d。

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Multi-Factor Orthogonal Test on Injection Parameters of Horizontal Wells with Superheated Steam Stimulation

SUN Feng-rui1, HUANG Shi-jun1, WANG Yan2, ZOU Ming1, LI Qian3, WU Xiao-jun1

(1.China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. China University of Political Science and Law, Beijing, 100088, China; 3.Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China)

Abstract:Superheated steam stimulation is one of the economic and effective methods for heavy oil recovery in KMK oil field, Kazakhstan. The reasonable selection of steam injection parameters can improve the economic efficiency. The main control factors influencing the degree of extraction were studied by the orthogonal test. Results show that: Cyclic steam injection volume and the superheated steam temperature are the two main factors, while the superheat and soak time effect insignificantly. By using single factor analysis method, the reasonable steam injection parameters are studied. Results show that: (1) the optimal cyclic steam injection quantity is 2 500 t; (2) the superheated steam temperature is 290 ℃; (3) the degree of superheat is 20 ℃; (4) Steam injection rate is 150 t/d; (5) soak time is 8 days.

Key words:cyclic superheated steam stimulation; analysis of influencing factors; orthogonal test; multiple factors; horizontal well

收稿日期:2015-12-25

基金项目：国家科技重大专项(2011ZX05024-005-006)；国家科技重大专项(2011ZX05024-002-006)。

作者简介：孙逢瑞(1990—)，男，硕士研究生，主要从事热力采油方面的研究工作，E-mail：13126682711@163.com。

中图分类号：TE33

文献标志码：A