多元热流体吞吐井间气窜程度表征与预测研究

，宫汝，.

(中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300459)

渤海海域原油储量丰富，其中稠油储量占总量的62%。开发实践证实地下原油黏度大于350 mPa·s的非常规稠油采用常规冷采方式开发效果较差，存在冷采产能低、采油速度小、预测采收率低等问题，制约了海上稠油高速高效开发。为改善海上稠油开发效果，渤海N油田南区于2008年开始进行多元热流体吞吐先导试验。目前，N油田南区已实施多元热流体吞吐22井次，其中6口井实施了二轮次注热。第二轮注热过程中，多井出现了气窜现象，导致部分临井关井，对热采开发效果造成影响。减少井间气窜影响、改善热采吞吐效果成为当前亟待解决的一项重要任务[1-6]。本次研究以N油田实际数据为基础，建立典型油藏模型，利用数值模拟技术分析相关因素对井间气窜现象的影响规律，并对井间气窜程度做了定量预测。

1 窜流程度的表征方法

4口边井在生产过程中压力逐渐降低，产油量逐渐减小，当中心井注入多元热流体后，由于气体的扩散和井间的压力差，注入气会向井周围扩散。为便于研究井间气体的窜流程度，以其中一口井的日产气和累产气曲线为研究对象(图1)，提出窜流系数的概念来定量表征井间气体的窜流程度，在此基础上讨论各影响因素对该参数的影响。

图1 多元热流体吞吐窜流程度表征模型油藏顶深及井位分布Fig.1 The top of the reservoir and the well location distribution of the model of multiple thermal fluid

为表征开采过程中邻井的窜流程度，采用吞吐井交替开井的开发方式。多元热流体吞吐井间窜流模型基础方案为：油藏顶深950 m，厚度6 m，渗透率4 000 mD，原油黏度665 mPa·s，水平井长度150 m，注入强度22 m3/m，注入速度165 m3/d。4口角井以120 m3/d的排液速度同时生产2个月后，中心井开始注入多元热流体，其中注入热水温度为240 ℃，注入速度为165 m3/d，气体注入速度为57 600 m3/d，注入量为3 300 m3。

1.1 井间窜流系数定义

在注入量一定的条件下，气窜越严重则邻井日产气峰值越大，生产结束时的累产气量也越大，因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n的表达式为：

(1)

式中Qmax——邻井最大日产气量，m3；

Cq——邻井累产气量，104m3；

Czhu——中心井注气总量，104m3。

1.2 气窜影响因素敏感性分析

(2)

(3)

式中n——数据水平个数；

yi——第i个水平数据值。

CV反映了一组数据分散和差异的程度，CV越大说明该数据序列数据间的差异程度越大；否则，数据越集中。CV值的大小表征窜流系数对各因素的敏感程度，CV越大表明因素对窜流系数的影响越敏感。

以渤海实际稠油油藏特征为依据，表1和图2为各影响因素在一定的取值范围内对窜流系数的变异系数值。统计结果表明：对多元热流体吞吐气窜影响程度由大到小依次为：高渗带倍数、平面渗透率、油层厚度、注采压差、注入强度、原油黏度和注入速度[7-8]。通过计算不同影响因素下窜流系数的变异系数值，可以看出高渗带倍数、平面渗透率、油层厚度为影响井间窜流的主要因素。

表1 不同影响因素下的变异系数Table 1 Table of variation coefficient under different influencing factors

图2 不同影响因素变异系数分布Fig.2 Distribution of variation coefficient of different influencing factors

2 井间窜流系数预测回归模型

2.1 预测样本集的产生

基于对井间窜流程度影响因素的分析，利用变异系数法确定了影响井间窜流特征的关键参数是渗透率、油层厚度和高渗带渗透率倍数。将各参数划分为5个不同水平，设计三因素五水平正交设计方案50套，以渤海实际稠油油藏特征为依据，不同参数的水平取值见表2，其中高渗带渗透率倍数参数仅考虑高渗带连通注入井和生产井的情况。对50套正交方案分别进行模拟计算，确定各方案条件下，计算得到相应的窜流系数[9-10]，见表3。

表2 各参数水平取值Table 2 The value of each parameter level

表3 正交方案参数水平取值及窜流系数计算结果Table 3 The parameter values of the orthogonal scheme and the calculation results of the cross flow coefficient

续表

2.2 单因素影响规律模型形式确定

基于不同参数取值下50套数模模型的计算结果和窜流程度影响规律研究，对窜流系数与油层厚度、渗透率和高渗带倍数的关系进行了单因素回归，确定了单因素影响规律模型形式。结果如图3～图5所示，可以看出，回归函数基本都能反映窜流系数与各参数的相关关系。

图3 窜流系数和油层厚度关系回归Fig.3 Regression of cross-flow coefficient and reservoir thickness

图4 窜流系数和渗透率关系回归Fig.4 Regression of cross-flow coefficient and permeability

图5 窜流系数和高渗带倍数关系回归Fig.5 Regression of cross-flow coefficient and high permeability zone multiple

可以看出，油层越厚，窜流系数越小，越不容易气窜；渗透率越高，窜流系数越大，越容易发生气窜；高渗带倍数越高，窜流系数越大，越容易发生气窜。

2.3 窜流系数回归模型建立

采用Levenberg-Marquardt算法，对50个试验样本进行多元非线性回归，通过回归拟合确定各参数系数，多因素回归模型见式(3)。回归模型的相关系数R= 0.975且其相对误差较小，因此该回归模型的拟合程度较高，可用于不同条件下的窜流系数的预测。

(4)

式中n——窜流系数；

h——油层厚度，m；

k——渗透率，mD；

m——高渗带倍数。

模型适用范围为：油层厚度为3～15 m，油藏渗透率为2 000～10 000 mD，高渗带倍数为1～8。

2.4 井间窜流系数回归预测模型校正

窜流系数回归模型是在基础方案中其他参数不变的条件下，以油层厚度、渗透率和高渗带倍数3个参数为变量拟合得到的。注入强度和注采压差等动态参数对窜流系数也有一定影响，因此，需要对窜流系数回归模型进行校正，建立注入强度和注采压差的校正曲线。

利用数值模拟方法，结合热采井实际注入参数，并与实际效果对比，分别选取基础方案注入强度为22 m3/m、注采压差为2.3 MPa时的窜流系数为校正基准点，研究了注入强度分别为10 m3/m、14 m3/m、18 m3/m、22 m3/m、26 m3/m和注采压差分别为1.0 MPa、2.3 MPa、5.0 MPa、7.0 MPa、9.0 MPa时窜流系数的变化，见表4、表5。

根据表4和表5中不同注入强度和注采压差及其对应的校正系数值，可绘制窜流系数的注入强度和注采压差校正曲线，如图6所示。

井间窜流系数预测模型使用时，首先根据油层厚度、渗透率和高渗带倍数3个参数通过预测模型计算窜流系数基准值；然后通过注入强度和注采压差校正图版进行窜流系数校正，确定最终的窜流系数值。

表4 不同注入强度下的校正系数统计Table 4 Statistical of correction coefficients under different injection intensities

表5 不同注采压差下的校正系数统计Table 5 Statistical of correction coefficient under different injection-production pressure difference

图6 注入强度和注采压差窜流系数校正图版Fig.6 Calibration chart for cross-flow coefficient of injection strength and injection-production pressure difference

3 窜流程度分类研究

为表征和对比不同条件下的井间窜流程度，按照正交方案中窜流系数大小分布和相对集中程度，将窜流程度划分为弱、中、强和严重4个级别，分类后保证正交方案中窜流系数在各个级别都有分布，且数目相当。根据以上原则，具体的分类标准见表6。

表6 不同窜流程度的分类标准Table 6 Classification criteria for different degree of channeling

根据实施多元热流体多轮次吞吐区块的地质参数油藏温度56 ℃、地下原油黏度665 mPa·s、油层厚度6 m、初始含油饱和度0.68、平面渗透率4 000 mD，利用窜流系数的回归模型和注入强度、注采压差的校正曲线(表7)，计算出N油田多元热流体吞吐井窜流系数值，注采压差取5.0 MPa。

根据表中窜流程度的划分标准，可确定各井在开发过程中的窜流程度类型，如图7所示。可以看出，发生严重窜流的井有1口，强窜流的井有1口，中等窜流井3口，只有2口井气窜程度较弱。预测气窜程度结果，与实际注热吞吐后气窜情况相同，验证了预测方法的准确有效性。

表7 N油田各井实际油藏参数及注入参数Table 7 Actual reservoir parameters and injection parameters of every well in N oilfield

图7 N油田部分热采井窜流系数与实际产气量的统计对比Fig.7 Statistical comparison between the cross flow coefficient of some thermal production wells and the actual gas production in N oilfield

4 结论

(1)在对多元热流体吞吐开发过程中气窜特征分析的基础上，提出了井间窜流系数的特征参数，从而实现了对窜流规律和窜流程度的表征。

(2)气窜影响因素敏感性分析的结果表明，对窜流系数影响较大的关键参数为：渗透率、油层厚度、井间高渗条带。

(3)基于影响气窜的关键参数，建立了窜流系数预测回归模型，考虑了不同注入强度和注采压差条件下对窜流系数回归模型的校正曲线，并且模型满足工程精度要求。

(4)建立了窜流程度的分类标准，将窜流程度划分为弱、中、强和严重4个级别，为后续抑制井间气窜、提高开采效果提供参考。