作者简介:陈民锋(1971―),中国石油大学(北京)副教授、博士. 研究方向:油田开发系统理论方法和三次采油技术研究工作. E-mail: cmfllp96@126.com
中文责编:晨 兮; 英文责编:天 澜
中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249
College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, P.R.China
low-permeability heavy oil reservoirs; steam huff-n-puff; fluid seepage model; threshold pressure gradient; effective production; development limit
DOI: 10.3724/SP.J.1249.2019.03281
在储层改造基础上进行蒸汽吞吐是低渗透稠油油藏的可行开发方式,探究开采过程中不同条件对储层原油流动能力的影响,并定量确定储量动用范围的变化规律,可为此类油藏的有效开发提供科学依据.分析基于蒸汽吞吐过程中的温度剖面变化和储量动用过程,定量描述了储层中原油流动能力的变化规律,建立了反映低渗透稠油油藏热采储层中渗流特点的数学模型,计算得到低渗透稠油油藏注热开采后压力分布及产量的分段式变化规律; 提出通过原油流动及储量动用的极限动用半径、易流动半径和经济有效动用半径,来刻画低渗稠油储层注热开采后储量动用特点; 通过研究不同动用半径的非线性变化规律,得到不同开采条件下的储量有效动用范围,为低渗透稠油油藏蒸汽吞吐热采开发合理井网设计提供关键参数.
Steam huff-n-puff along with reservoir stimulation techniques have been confirmed as a feasible development method for low permeability heavy oil reservoirs. Both the study upon the impacts of different production conditions on the flow capacity of reservoir crude oil, and the quantitative determination of the variation law of reserve utilization range, can provide the profound basis for the effective development of such reservoirs. In this paper, through the analysis of the changes of temperature profile in the process of steam huff-n-puff, the changes of crude oil flow capacity in reservoirs are described quantitatively. Also, a mathematical model that reflects the seepage characteristics during thermal recovery in low-permeability heavy oil reservoir is established, and as a result, the pressure distribution and production characteristics of each stage after heat injection can be obtained. For describing the production characteristics after heat injection in low-permeability heavy oil reservoirs, this paper defines some indicators for use including the ultimate utilization radius, easy-to-flow radius and effective economic-utilization radius. The range of recovered reserve can be also obtained under different production conditions by knowing the nonlinear change of utilization radius at different time. In all, the outcomes of this work can be used to help design the optimal well pattern for the low-permeability heavy oil reservoirs development by steam huff-n-puff.
目前,中国拥有的海外油气权益区块是重要的潜在能源基地,海外区块O油田X-B油藏,属于低渗孔隙型巨厚块状灰岩稠油油藏,其渗透率介于2×10-3~200×10-3 μm2,原油黏度介于162~8 977 mPa·s,储量规模大,开发潜力广.但油藏储量品质差异大、油井产能差异大,采用常规开发储量动用程度很低、开发效益差.该油藏试验区的早期蒸汽吞吐开发取得了较好的经济效益,证明在适宜储层改造措施(酸压)增强近井区域渗流能力的基础上,采取蒸汽吞吐开发是提高此类油藏储量动用程度和开发效益的有效开发技术.而低渗透稠油油藏非均质性较强,原油黏度大,稠油和低渗的双重特性是开发此类储量面临的主要问题[1-3].
近年来,不少学者在稠油热采的加热动态边界和储量动用问题上进行相关研究,常采用经验公式和数值模拟等,并对注入参数进行了优化分析[4-5].然而,经验公式的结果往往不具普适性,数值模拟则需要大量数据,而在有限的资料中难以获得较准确的结果.因此,有必要根据此类油藏开发中遇到的渗流问题,建立物理概念明确、工程计算便捷的解析模型,进而有效指导现场生产.
储层渗透率低和原油黏度大导致原油在储层中渗流能力差,流体渗流存在非达西渗流特征,即存在的启动压力梯度,而储层渗透率与流体黏度的比值直接影响启动压力梯度的大小[6-7].
在蒸汽吞吐生产时,注入的蒸汽使加热区温度场发生变化.蒸汽吞吐是多轮次的生产过程,在每一轮次中要经历注入热蒸汽、焖井和开井3个阶段.在不同轮次和阶段,地下温度分布和压力分布都是动态变化的,导致地下储量的动用也呈现动态性[8-9].同时,蒸汽吞吐开发又是一个储量动用逐步积累的过程.在蒸汽吞吐后期的高轮次开发阶段,储层中的温度分布趋于相对稳定,累积的储量动用规模满足物质平衡原理.因此,对这一复杂动态变化过程的累积效果,可以等效处理为最后阶段的状态变化.即将实际多轮次累积蒸汽吞吐后地下温度分布和储量动用范围,等效处理为理论上的一次动用效果.在得到蒸汽吞吐多轮次累积后的地下温度分布规律的基础上,可进一步分析低渗稠油储层渗流场相应变化和储量动用状况.
注蒸汽热采后,随油层温度的变化,原油黏度逐渐变化.随与井距离r的增大,油层温度逐渐降低到原始地层温度,存在相应的加热半径; 对应的原油黏度逐渐升高到初始原油黏度; 近井附近启动压力梯度小,也逐渐升高到初始启动压力梯度.随生产时间的延长,压力(降)波从井筒不断向外传播,储层动用范围逐渐增大,但由于存在启动压力梯度,当驱动压力梯度超过启动压力梯度时储层中流体开始流动.当储层平面延展范围足够大时,将存在一个“流动界限”, 在“界限”以外区域的压力梯度小于启动压力梯度, 使得渗流速度为0[10-12].
确定此类油藏储量动用界限的思路如下.
根据温度分布等效原则,利用微元法,即加热区的平均温度与受热区面积的乘积等于各点温度与微元面积乘积的累加,来确定经过蒸汽吞吐多轮次注汽后,开井生产时储层中温度分布与径向距离关系为
t(r, tΔt )=C·t(0, tΔt )(e5.2-0.2r)/(1+e3-0.2r)+tr(1)
其中, C为量纲一系数,通过积分关系可确定; tr为原始油藏温度(单位:℃); t(0, tΔt)为开井生产Δt时间后的井底温度(单位: ℃); r为加热区内某一点与井筒的距离(单位:m).通过式(1),当Δt=0时,可确定焖井结束后、开井前地层温度分布情况.
对于稠油油藏,国际上通常采用美国材料与试验协会(American Society for Testing and Material,ASTM)标准作黏温坐标图,在此坐标图中,不同温度下的黏度在一条斜直线上,由此可求出已知温度下的黏度为
lg·lg(0.8+μ'/ρo)=-nlg(T'/T)+
lg·lg(0.8+μ/ρo)(2)
其中, μ和μ'分别为热力学温度T和T'(单位:K)下的动力黏度(单位:mPa·s); ρo为原油密度(单位:g/cm3); n为黏温关系曲线斜率.
利用X-B油藏实际取样样品,开展室内测试.根据实验测定,启动压力梯度与流度满足
ln(G)=-0.757 8×ln(k/μ)-3.759 3(3)
其中, G为启动压力梯度(单位:MPa/m); k为岩石渗透率(单位:μm2).
根据低渗透稠油油藏的直井非达西渗流特点分析及上述启动压力梯度分布,将直井注蒸汽热采的低渗透稠油油藏分为3个区(图1),各区域半径分别为r0、 r1和re, 对应的产量分别为Q0、Q1和Q2. 依据温度场分布特征确定各区的μ(r)和G(r).
图1 蒸汽吞吐储层启动压力梯度分布示意图
Fig.1 (Color online)Schematic diagram of threshold pressure gradient distribution in steam huff and puff reservoirs
基于前期的温度场研究以及近井改造后的渗流规律,理论模型分区特征为:① 第1分区(0<r≤r0): 流体黏度μ0(r)是距离的函数,G0(r)=0, 储层渗透率为k0(储层改造后的渗透率),即该区服从达西线性渗流理论,外边界r0为近井改造半径,大小取决于温度对启动压力梯度影响情况; ② 第2分区(r0≤r≤r1): μ1(r)与G1(r)均是距离的函数,储层渗透率为k(储层原始渗透率),该区服从非达西渗流理论,外边界r1大小等于加热半径; ③ 第3分区(r1≤r<re): 此处的流体黏度和启动压力梯度均为非零常数,储层渗透率为储层原始渗透率,该区服从非达西渗流理论,外边界re即为流体能够流动的边界.
采用稳定逐次逼近的方法求解上述不稳定生产过程.由稳定流的连续性关系可知, Q=Q0=Q1=Q2, 且每个环形带内都是平面径向流,有内外边界,可建立考虑近井改造时蒸汽吞吐变启动压力梯度下的渗流模型.
考虑加热后变启动压力梯度影响时,在油井极限动用范围内,即驱替压力梯度始终大于启动压力梯度时,流体渗流方程由3个分区建立.
1)第1分区(0<r≤r0)
{(∂)/(∂r)[r((∂p0)/(∂r)-G0)]=0, 0<r≤r0
p(r)|r=r0=p0'
p(r)|r=rw=pwf(4)
{G0=0
v=-(k0)/(μ0)((∂p0)/(∂r))(5)
2)第2分区(r0≤r≤r1)
{(∂)/(∂r)[r((∂p1)/(∂r)-G1(r))]=0, r0≤r≤r1
p(r)|r=r1=p1'
p(r)|r=r0=p0'(6)
v={0, |(∂p1)/(∂r)|≤G1(r)
-k/(μ1)((∂p1)/(∂r)-G1(r)), |(∂p1)/(∂r)|>G1(r)(7)
3)第3分区(r1≤r<re)
{(∂)/(∂r)[r((∂p2)/(∂r)-G)]=0, r1≤r<re
p(r)|r=re=pe
p(r)|r=r1=p1'(8)
v={0, |(∂p2)/(∂r)|≤G
-k/μ((∂p2)/(∂r)-G), |(∂p2)/(∂r)|>G(9)
此外,在各分区处须满足以下连接条件.
① 在r=r0处,压力与渗流速度相等,
p0(r0)=p1(r0)(10)
(k0)/(μ0)((∂p0)/(∂r))|r=r0=k/(μ1)((∂p1)/(∂r)-G1(r))|r=r0(11)
② 在r=r1处,压力与渗流速度相等,
p1(r1)=p2(r1)(12)
k/(μ1)((∂p1)/(∂r)-G1(r))|r=r1=k/μ((∂p2)/(∂r)-G)|r=r1(13)
其中, rw 为井半径; r0为近井改造半径; r1为加热半径; re为边界半径; pwf为油井井底流压; p0为井筒到r0之间的压力变化; p0'为r0处的压力; p1为r0到r1之间的压力变化; p1'为加热半径处的压力; p2为r1到re之间的压力变化; pe为re处的地层压力; k0为近井改造范围内渗透率; G1为加热区半径内启动压力梯度.
生产时储层启动压力梯度分布计算步骤为:① 根据式(1),得到开井生产时距井轴不同位置r处的温度分布函数T(r); ② 根据式(2),计算得到不同位置r处的原油黏度; ③ 根据式(3),计算得到不同位置r处的启动压力梯度.由此可得到不同条件下启动压力梯度大小.
联合求解上述3个分区渗流方程组,得到各个分区内压力与产量公式.
1)压力降在第1分区(0<r≤r0)传播时,压力分布为
p0(r)=pwf+((p0-pwf))/(ln(r0/rw))·lnr/(rw)(14)
压力梯度分布为
(dp0)/(d r)=((p0-pwf))/(ln(r0/rw))·1/r(15)
为准确分析压力梯度随距离的变化特点,对式(15)中的r求导,其结果可反映渗流速度的变化特点,为确定该处流体是否容易流动提供依据.得到压力梯度导数为
((dp0)/(dr))'=-((p0-pwf))/(ln(r0/rw))·1/(r2)(16)
此阶段产量变化为
Q0(r)=(2πk0h)/(μ0)·ln(Δp)/(ln(r/rw))(17)
其中, h为有效厚度.
2)压力降在第2分区(r0≤r≤r1)传播时,压力分布为
p1(r)=p0+((p1-p0)-∫r1r0G1(r)dr)/(ln(r1/r0))·lnr/(r0)+
∫rr0G1(r)dr(18)
压力梯度分布为
(dp1)/(dr)=((p1-p0)-∫r1r0G1(r)dr)/(ln(r1/r0))·1/r+G1(r)(19)
压力梯度导数为
((dp1)/(dr))'=-((p1-p0)-∫r1r0G1(r)dr)/(ln(r1/r0))·1/(r2)+G1'(20)
此阶段产量变化为
Q1(r)=2πh·(Δp-∫rr0G1(r)dr)/((μ^-0)/(k0)ln(r0/rw)+(μ^-1)/kln(r/r0))(21)
3)压力降在第3分区(r1≤r<re)传播时,压力分布为
p2(r)=p1+((pe-p1)-G(re-r1))/(ln(re/r1))·lnr/(r1)+
G(r-r1)(22)
压力梯度分布为
(dp2)/(dr)=((pe-p1)-G(re-r1))/(ln(re/r1))·1/r+G(23)
压力梯度导数为
((dp2)/(dr))'=-((pe-p1)-G(re-r1))/(ln(re/r1))·1/(r2)(24)
此阶段产量变化为
Q2(r)=2πh·
(Δp-∫r1r0G1(r)dr-G(r-r1))/((μ^-0)/(k0)ln(r0/rw)+(μ^-1)/kln(r1/r0)+μ/kln(r/r1))(25)
其中, μ^-0为近井改造半径内,对应r位置处流体的平均黏度(包括油相、水相的液相); μ^-1为近井改造半径外、加热半径内,对应r位置处流体的平均黏度(包括油相、水相的液相).
X-B为低渗透稠油油藏,储量规模和储层厚度较大、开发方案确定对储层进行改造后采取蒸汽吞吐方式开发.基本参数如下:油藏原始地层压力为15.0 MPa; 井筒半径0.10 m; A至F区物性具有从构造高部位向低部位变差的趋势,储层原始渗透率为2~50×10-3 μm2; 储层孔隙度为0.2; 储层厚度为60 m; 原油黏度为100~800 mPa·s; 原油体积系数为1.10; 原油相对密度为0.85.实验中测得启动压力梯度变化范围为0.01~0.10 MPa/m,实施改造措施的半径为5~10 m,最大生产压差Δp=10.0 MPa.主要考虑在此区间取值.
基于式(17)、式(21)和式(25),在近井改造后变启动压力梯度条件下,计算不同生产压差、启动压力梯度时,得到产量随与井距离r(压力降传播到达位置)的变化规律,如图2.
图2 不同压力降传播位置处对应产量的变化规律
Fig.2 (Color online)Corresponding production at different pressure drop propagation positions
由图2可见,与启动压力梯度分布规律对应,压力传播到r处对应的产量变化规律也呈“三段式”分布; 在相同的启动压力梯度和生产压差下,产量随与井距离(压力降传播范围)增加而下降,且其下降幅度渐减; 当压力传播至极限动用范围时,即储量极限动用半径,产量降为0; 生产压差越大,启动压力梯度越小,极限动用半径越大.
基于式(14)、式(17)和式(20),油藏在近井改造后变启动压力梯度条件下,计算不同生产压差和启动压力梯度时,得到地层压力随与井距离(压力降传播范围)的变化规律,如图3.
图3 不同压力降传播范围内压力分布规律
Fig.3 (Color online)Pressure distribution in different pressure drop propagation ranges
基于式(15)、式(18)和式(21),计算不同生产压差和启动压力梯度时,得到直井压力梯度随距井距离(压力降传播范围)的变化规律如图4.
图4 不同压力降传播范围内压力梯度分布规律
Fig.4 (Color online)Pressure gradient distribution in different pressure drop propagation ranges
由图3和图4可见,随压力降传播距离的增大,存在某处压力梯度等于启动压力梯度,在此位置内的流体能流动,对应的传播距离为储量极限动用半径; 从近井区域到极限动用半径处,压力、驱动压力梯度呈“三段式”分布特点; 由于近井改造、加热范围内温度高的影响,近井地带渗流阻力小,压力消耗小,流体较易动用; 而在储层阻力大的外围区域,压力消耗大,需更高的压力梯度才能使流体流动.
根据低渗透稠油蒸汽吞吐不同阶段的产量和压力变化规律,可以进一步确定储量的极限动用半径、易流动半径和经济有效动用半径.
极限动用半径是在现有储层性质和开发条件下,压力降能够传播到的最远距离,即产量渐减为0时对应的压力降传播距离.结合实际数据,得到不同生产压差下,储量极限动用半径与启动压力梯度的变化曲线,如图5.
图5 不同条件下储量极限动用半径变化曲线
Fig.5 (Color online)Variation curves of the maximum reserve radius under different conditions
由图5可见,随着油藏启动压力梯度的增大,极限动用半径明显减小; 而随着生产压差的增大,储量极限动用半径逐渐增大.在极限动用半径之外的储量不可动用,因此,在布井时应保证最大井距排距不超过该油藏的极限动用半径.
储层中压力、压力梯度从井点到储层深部呈非线性变化,随着与井距离的增大,当压力传播到某一范围时,压力梯度降幅突然增大,产量明显降低.在这一急剧变化点内,原油流动速度相对较大,此点对应的储量动用半径即为易流动半径.
由压力梯度导数式(16)、式(20)和式(24),得到压力梯度导数随压力传播距离的变化规律,如图6.由图可见,不同生产压差和启动压力梯度下,在近井范围内,压力梯度导数大小和压力梯度降幅相近,但随着距井距离的增加其变化趋势明显不同; 在易流动范围内,渗流阻力和能量消耗相对较小.
根据油田的开采成本和经济收益可以确定单井经济极限产油量,当实际油井产量等于经济极限产量时(即油井开采时的收支平衡),对应的储量动用半径即为经济有效动用半径.
根据X-B油藏开发设计中标定的开发界限(实际单井经济极限日产油量给定20 m3/d),计算不同条件下油井产量变化规律.结果如图7.从图7可见,随着与井距离(储量动用半径)的增大,油井产量逐渐下降,初期下降较慢,而后期下降趋势逐渐增快; 当产量逐渐下降到单井经济极限产油量这一限制时,对应的距井距离即为储量经济有效动用半径.驱替压差越大,启动压力梯度越小,油井的经济有效动用半径就越大,能够实际动用并对产量有贡献的区域也就越大.而为满足油井日产油量要求,油井实际开发井距只能在储量经济有效动用允许范围内取值.
参考X-B油田参数,当生产压差为10.0 MPa时,对比3种不同的动用半径变化.考虑到原油价格的波动性,分别计算了经济极限产量为10 m3/d和20 m3/d时的情况,结果如图8.
图8 不同条件下储层动用半径的对比
Fig.8 (Color online)Comparison of reservoir utilization radii under different conditions
从图8可见,不同启动压力梯度下,极限动用半径一般最大,而易流动半径则最小; 随着启动压力梯度的增大,储量经济有效动用半径和极限动用半径变化趋势接近,且减小的幅度逐渐变缓,但易流动半径则呈加速减小趋势; 油田单井经济极限产油量越大,其对应的经济有效动用半径就越小.
极限动用半径和易流动半径是由油藏自身内在物性决定,而经济有效动用半径还受外在经济条件约束.极限动用半径远大于储层的易流动和经济极限半径,主要用于判定储量不可动用界限; 经济有效半径通常介于易流动半径和极限动用半径之间,但当油藏经济极限产油量较大时,会出现经济有效半径小于易流动半径的情况.
在实际开发过程中,易流动半径和经济有效动用半径的意义较大.若井排距在易流动范围内,储层流体流动能力较强,理论上可以满足较高的采油速度,但控制的储量规模较小; 经济有效动用半径相对较大,控制的储量规模也较大,而且对应的日产油量也满足油田开发界限,因此为满足实际开发对油井累积产量和日产油量的要求,储量经济有效动用半径是部署井网的重要参考依据.
综上研究可知:
1)本研究通过分析低渗透稠油油藏蒸汽吞吐开发条件下渗流参数的变化,建立了变启动压力梯度时蒸汽吞吐压力、产能的计算模型,提出了低渗透稠油油藏蒸汽吞吐储量动用范围的计算方法;
2)在低渗透稠油油藏蒸汽吞吐开发的变启动压力梯度条件下,油井产量、压力以及驱动压力梯度均呈“三段式”分布;
3)通过对比储量极限动用、易流动半径和经济有效动用半径3种流动半径的变化规律,为划分油藏的不可动用界限、难动用界限和经济可采动用界限奠定了基础,对于确定不同生产条件和经济要求下的合理井距具有指导意义.
深圳大学学报理工版
JOURNAL OF SHENZHEN UNIVERSITY SCIENCE AND ENGINEERING
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