海上稠油油藏多元热流体吞吐开采气窜规律研究

袁玉凤 宫汝祥 张 伟 王 飞 冯 祥

(中海油田服务股份有限公司油田生产研究院， 天津 300450)

自2008年以来，多元热流体吞吐开采技术已在渤海油田稠油开采中应用了10余井次，与冷采方式相比，开采程度得到了大幅提升[1-2]。由于油藏中存在大孔道，导致气窜现象日趋严重，降低了多元热扩散效率及气体协同作用，因而影响多元热流体吞吐效果[3-4]。为了更好地治理气窜问题，进一步提高油田采收率，必须准确掌握气窜规律。本次研究以渤海A油田为例，利用数值模拟方法，分析大孔道对气窜规律的影响，并进行气窜评价[5]。

1 气窜评价指标

(1) 气窜量。在海上稠油多元热流体吞吐开采项目中，目前的日注气量为50 200 m3。当生产井的日产气量(即气窜量)大于某一限值(1×104m3)时，可判定该井发生了气窜。根据日产气量Q划分气窜等级：0 ≤Q≤ 1×104m3，为弱气窜；1×104m35×104m3，为严重气窜。

(2) 窜流系数。在注入量一定的条件下，窜流越严重则邻井日产气峰值越大，生产结束时的累计产气量也越大，在此引入窜流系数的概念来表征井间窜流程度的大小。窜流系数的表达式为：

n= (Qmax/Czhu)*(Cq/Czhu)

式中：n—— 窜流系数；

Qmax—— 邻井最大日产气量，m3；

Cq—— 邻井累计产气量，104m3；

Czhu—— 中心井注气总量，104m3。

根据窜流系数划分气窜等级：0 ≤n≤ 0.1，为弱气窜；0.12，为严重气窜。

(3) 气窜时机。气窜时机定义为，中心井开始注气、生产后，邻井产气速度开始明显增大的时间点。

(4) 气油比变化率。当气窜发生后，产气量大幅增加，对应的气油比(体积比)也呈不断增大的趋势，利用注气后气油比与注气初期(未气窜)气油比的“变化幅度”，也能评价气窜的严重程度。将气油比“变化幅度”定义为气油比变化率[6-7]，即注气后气油比与注气初期稳定气油比之间的变化率：

ΔR=(Rt-R0)/Rt

式中： ΔR—— 气油比变化率；

Rt—— 注气后气油比；

R0—— 注气初期稳定气油比。

按气油比变化率划分气窜等级：ΔR< 0.5，为弱气窜；0.5≤ΔR≤ 0.8，为中等气窜；0.8<ΔR<0.9，为强气窜；ΔR>0.9，为严重气窜。

2 气窜模型建立

2.1 模型基本参数

以A油田为例建立5口水平井的多元热流体吞吐均质油藏概念模型(见图1)。为了模拟多元热流体吞吐过程中的气窜程度，在均质模型的基础上，在中心井与其中某口生产井间设置了高渗条带(见图2)[8]。接着，进行网格系统划分：网格步长为20 m×20 m，将平面划分为2 745个(61×45)网格，纵向上模拟4个层，共10 980个网格节点。模型包括5口多元热流体吞吐水平井，井网分布呈五点法形式。

图1 气窜三维模型表征

2.2 油藏参数

油藏主要参数如下：平均顶深为950 m;储层平均有效厚度为8.0 m；平均渗透率为4 000×10-3μm2；平均孔隙度为0.36；原始含油饱和度为0.68；原始地层压力10.6 MPa；油藏温度为56 ℃；油藏条件下原油黏度为665 mPa·s。

2.3 注采方式

对4口角井以100 m3/d的排液速度进行天然能量生产，对中心注入井进行多元热流体多轮次吞吐开发。其相关参数为：注入热水速度为180 m3/d；注入空气速度为50 200 m3/d；注入温度为250 ℃；注入时间为20 d；焖井时间为3 d。同时，在吞吐开发过程中，根据海上保压开发要求，保持地层压力不低于5 MPa。生产过程中，按照定产液和定井底流压方式进行开采，随着吞吐轮次增加，井底流压逐渐降低，7个周期的进底流压分别取8.0、7.2、6.8、6.5、6.1、5.8、5.5 MPa[9-10]。

3 大孔道对气窜的影响规律分析

3.1 大孔道长度对气窜的影响规律

分析大孔道长度分别为100、160、220、300 m的井间窜流模型。当大孔道的长度为300 m时，大孔道将中心注入井与目标生产井直接连通，模型的渗透率倍数为基渗透率的4倍。

(1) 气窜规律。根据不同长度大孔道井间窜流模型对应的气窜井累计产气量曲线与产气速度曲线可知：大孔道的长度越长，邻井见气越早，周期气窜量也越大；当大孔道长度不变时，随着吞吐轮次的增加，气窜量增幅不断变大，气窜发生后，后一周期的产气量总是高于前一周期；当大孔道长度为300 m 时，中心井与邻井间有一条大裂缝直接连通，此时，最早发生气窜且气窜程度最严重。

(2) 气窜评价。利用气窜量、窜流系数、气油比变化率及气窜时机等气窜评价指标，评价大孔道长度对气窜的影响规律(见图3)。

图3 不同长度的大孔道模型气窜评价图

气窜规律如下：周期累计产气量、气窜系数、气油比变化率随着大孔道长度的增加而增加，第1轮次均发生气窜；气窜量、气窜系数、气油比变化率随着吞吐的进行不断增大，后一周期总是大于前一周期，气窜程度越来越严重；随着大孔道长度的增加，气窜发生越早，气窜轮次越靠前。

3.2 大孔道渗透率倍数对气窜的影响规律

为了研究大孔道渗透率倍数对气窜规律的影响，在中心注入井与邻井气窜井之间添加1条高渗透通道，设其渗透率分别为基础渗透率的4倍、8倍、12倍、16倍和20倍，大孔道的长度为160 m，与中心注入井直接连通。

在计算不同渗透率倍数大孔道模型中气窜井的产气速度与累计产气量时，发现以下规律：在第1周期均未发生气窜现象，在第2周期之后相继发生气窜现象，且同周期的日产气量与累计产气量随着渗透率倍数的增大而增加，同周期日产气量与累计产气量从高到低的渗透率倍数依次为20倍、16倍、12倍、8倍、4倍。利用气窜量、窜流系数、气油比变化率及气窜时机等气窜指标，评价大孔道渗透率倍数对气窜的影响(见图4)。

图4 不同渗透率倍数的大孔道模型气窜评价图

气窜规律评价如下：大孔道的渗透率倍数与气窜时机、气窜量、窜流系数及气油比变化率呈正相关；当渗透率倍数达到12倍及以上时，渗透率倍数将不再是影响气窜时机、气窜程度的主要参数；随着吞吐的持续进行，气窜程度越来越严重。

3.3 大孔道位置对气窜规律的影响

在中心注入井与邻井气窜井添加1条大孔道，其位置关系分别为大孔道与两井相交、平行或垂直。大孔道的长度为160 m，渗透率倍数为基础渗透率的4倍。

(1) 大孔道与两井相交。计算了不同相交位置的大孔道模型中气窜井的产气速度与累产气量，发现气窜规律如下：气窜均发生在第5周期，当大孔道与注入井相交时，气窜井累产气量与日产气量最大，气窜现象最严重；3种相交方式对应的气窜时机无差别，均在第五轮发生气窜，由此表明相交位置的差异对气窜时机无影响。利用气窜量、窜流系数及气油比变化率来评价气窜程度(见图5)。

图5 不同相交位置的大孔道模型气窜评价图

(2) 大孔道与两井平行。分别计算了不同平行位置的大孔道模型中气窜井的产气速度与累计产气量，发现气窜规律如下：当大孔道平行且靠近注入井时，气窜井累计产气量与日产气量最大，气窜程度最严重，气窜时机相对较早；靠近生产井时，气窜程度居中；当大孔道平行且位于两井之间时，气窜最弱。利用气窜量、窜流系数及气油比变化率来评价气窜程度(见图6)。

图6 不同平行位置的大孔道模型气窜评价图

图7 不同垂直位置的大孔道模型气窜评价图

(3) 大孔道与两井垂直。 计算不同垂直位置的大孔道模型中气窜井的产气速度与累计产气量，发现气窜规律如下：当大孔道垂直且位于两井之间时，气窜井累产气量与日产气量最大，气窜现象最严重，气窜时机相对较早；其次为靠近生产井，气窜最弱的是大孔道平行且靠近注入井。 利用气窜量、窜流系数及气油比变化率来评价气窜程度(见图7)。

4 结 语

本次研究提出气窜程度的评价方法，并分别研究了大孔道的长度、渗透率倍数及相对位置对气窜规律的影响。通过分析，得到以下认识：(1) 大孔道的长度、渗透率倍数均与累计产气量、气油比变化率、气窜系数、气窜时机呈正相关；(2) 当渗透率倍数大于12倍时，气窜时机、气窜严重程度变化不明显；(3) 大孔道与两井的相对位置不同，气窜规律也存差异；(4) 气窜评价指标的优先顺序依次为气窜量、窜流系数、气油比变化率；(5) 影响气窜程度因素的敏感性由强到弱依次为大孔道长度、渗透率倍数、大孔道位置。本次研究结果对油藏特点及开发方式相近油田的热采方案具有一定的指导作用，可提前预警气窜轮次与气窜严重程度。