0 引言
渤海油田稠油资源丰富,已探明原油地质储量45亿m3,其中62%为稠油,高效开发稠油是渤海油田未来一个时期的主攻方向[1],蒸汽吞吐技术是稠油油藏开发的主要方式[2-4]。近年来,蒸汽吞吐技术成本逐渐升高,水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是一项前沿稠油开采技术,在加拿大等国的现场实施中取得良好应用效果,采收率达到50%以上,最高可达70%[5-7]。
双水平井SAGD技术已在我国辽河油田和新疆油田得到广泛应用,其原理是在靠近油藏底部位置钻1对上下平行的水平井,经油层预热形成热连通后,上部水平井注入的蒸汽在地层中形成蒸汽腔,并不断向上及侧面扩展,与原油发生热交换,加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下部的生产井中产出[8]。渤海区域计划在旅大5-2北油田应用SAGD双水平井技术。该方案分步实施,先钻一口井,蒸汽吞吐生产一定时间后再侧钻实施另外一口井,热采作业过程中,高温流体引起井筒和储集层内温度和压力大幅度升高,孔隙流体和岩层骨架受热发生膨胀,注入高温流体造成地层胶结物的溶解和井壁的不断冲刷,从而导致近井地带的井壁失稳,进而出现地层出砂或注热井眼附近垮塌等问题[9-14],因此有必要对第2口水平井的安全侧钻距离开展定量分析。
稠油蒸汽吞吐过程中,井周岩石变形破坏分析涉及多个复杂物理场的耦合,即热流固耦合问题。温度升高过程中固结岩石非均匀微观结构的不协调热膨胀导致局部热应力集中,产生微裂缝和微损伤,强度及弹性模量等力学性能逐渐降低。国内外学者针对热-流-固耦合问题做了大量深入研究[15-20],但是针对热采油藏的流体渗流、岩石变形及温度场变化规律的研究还不够明晰和准确,很多方面还限于经验性判据,如何精细描述注蒸汽开发过程中的流-固-热耦合变化过程成为当前稠油油藏开发过程中亟待解决的问题。笔者考虑流-固-热耦合效应,将渗流力学、岩石力学及热力学结合起来,建立了稠油热采油藏热-流-固耦合计算模型,定量分析了储层热采井井周孔隙压力场与温度场动态变化规律,进而确定了SAGD双水平井的安全侧钻距离。所得结论可为稠油热采井的钻井工程设计提供参考。
1 储层岩石微观结构与力学特性注入蒸汽对储层岩石微观结构及力学性质有重要影响,本次取旅大5-2北油田疏松高渗储层标准岩样展开岩心物性与岩石力学性能试验测试。储层岩心密度处于1.809~2.187 g/cm3范围内,密度较低,较为疏松。分别用光学显微镜与扫描电子显微镜观察所获取岩心的微观形貌与微观结构,如图 1所示。
由图 1可知,岩心孔隙空间充满稠油,稠油几乎包覆地层砂粒,孔隙尺寸较大,孔隙直径在133~328 μm范围内,颗粒接触关系松散,颗粒棱角较为突出。由此可以得出,低温下特高黏度的稠油对岩石颗粒起一定的胶结作用。
为模拟注入高温蒸汽对储层岩石力学性能的影响,试验时将岩心放入高温高压釜中,同时加入一定的水产生蒸汽,模拟高温和蒸汽对岩石力学性质的影响,结果见表 1。由表 1数据可知,在室温条件以及加热到70 ℃的条件下,储层岩心仍然具有一定的胶结作用,岩心呈现强烈的弹塑性变形特征,峰值强度对应的破坏应变均较大,普遍在5%~6%。
岩心编号 | 取样井段/m | 长度/mm | 直径/mm | 质量/g | 密度/(g·cm-3) | 温度/℃ | 围压/MPa | 破坏强度/MPa | 弹性模量/GPa |
1 | 890.0~891.0 | 60.92 | 25.10 | 58.502 3 | 1.941 | 20 | 1 | 4.2 | 0.300 |
2 | 901.3~902.3 | 47.94 | 25.72 | 49.314 5 | 1.979 | 20 | 5 | 10.1 | 0.370 |
3 | 901.3~902.3 | 56.18 | 25.20 | 55.468 9 | 1.979 | 20 | 8 | 8.0 | 0.620 |
4 | 901.3~902.3 | 65.90 | 25.10 | 65.069 9 | 1.995 | 70 | 1 | 3.3 | 0.125 |
5 | 901.3~902.3 | 60.44 | 24.40 | 56.000 7 | 1.981 | 70 | 3 | 7.0 | 0.350 |
6 | 901.3~902.3 | 48.38 | 25.32 | 48.661 7 | 1.997 | 70 | 5 | 11.6 | 0.640 |
通过高温高压釜分别将储层岩心加热到120和200 ℃之后,岩心无法维持其原始形态,呈现松散不成形的特点(见图 2),由此可以推断,伴随温度升高,稠油黏度降低,岩石胶结强度弱化。从试验结果可以得出,温度升高至120 ℃之后,旅大5-2北油田储层岩石黏聚力几乎丧失。
2 稠油热-流-固耦合有限元计算模型 2.1 几何模型
选取明下段储层设计有限元计算模型,如图 3所示,为平面应变模型,计算模型尺寸为1 000 m×2 00 m。根据现场资料确定明下段储层厚度为41 m,井眼直径为215.9 mm(8½ in),井周地层的计算分析是考虑的重点,因此需要对此区域进行加密计算。
2.2 热-流-固耦合模型基本数学方程
运用有限元求解问题的基本思路:首先结合微分方程和边界条件建立等效积分形式,其次通过分部积分和高斯散度定理化解得到其“弱形式”,然后对方程进行离散得到有限元方程。
2.2.1 应力平衡方程考虑孔隙流体作用下的岩层骨架平衡方程为:
(1) |
式中:σ'ij为岩石骨架有效应力,MPa;p为地层孔隙流体压力,MPa;α为Biot系数;δij是Kroneker符号;fi为体积力,N/m3。
2.2.2 几何方程(2) |
式中:εij为应变,无量纲;u为位移,m。
2.2.3 水蒸气混合物的质量平衡方程(3) |
(4) |
(5) |
(6) |
(7) |
(8) |
(9) |
式中:pw为水蒸气压力,Pa;pc为毛管力,Pa;T为混合物的温度,℃;φ为孔隙度;Sw为水相饱和度;So为油相饱和度;Ks和Kw分别为岩石骨架和水蒸气混合物的体积模量;βs和βw分别为岩石骨架和水蒸气混合物的体积热膨胀系数;ρw为水蒸气密度,g/cm3;k为固有渗透率张量;μw为水的黏度;g为重力加速度,m/s2。
2.2.4 油相质量平衡方程(10) |
(11) |
(12) |
(13) |
(14) |
(15) |
(16) |
(17) |
(18) |
(19) |
(20) |
(21) |
(22) |
式中:Cps、Cpw及Cpo分别为岩石骨架、水蒸气和油相的比热容,J/(kg·℃);χs、χw及χo分别为岩石滑架、水蒸气及油相的导热系数,W/(m·℃)。
2.2.6 水和蒸汽状态方程在蒸汽吞吐过程中,孔隙流体为三相两组分物质,包含油、液态水和水蒸气。为简化计算模型,笔者在研究中将水和水蒸气的混合物看作一种特殊的孔隙流体进行考虑,采用统一的状态方程来描述其性质。水和水蒸气混合物的干度可以表示为:
(23) |
式中:Qs表示混合物的干度;T为混合物的温度,℃;TB(p)为混合物的沸点温度,℃,取决于水的压力p;TΔ为可调参数。
混合物的沸点温度与压力之间存在如下关系:
(24) |
旅大5-2北油田蒸汽吞吐一段时间后,考虑转SAGD方式进行生产的可能性,或钻调整井进行井网加密,上述2种情况都需要在原井眼附近实施另一口井,如图 4所示。
转SAGD是垂向上在原吞吐井附近实施另一口井,而侧钻加密井则是在水平方向上在原井眼附近实施另一口井。利用建立的流-固-热耦合计算模型讨论安全侧钻垂向距离D1和水平距离D2。
渤海区域旅大5-2北油田目标储层的基本参数如表 2所示。
基本参数 | 数值 |
油层深度/m | 895 |
油层厚度/m | 41 |
上覆地应力/MPa | 17.9 |
最大水平地应力/MPa | 15.2 |
最小水平地应力/MPa | 13.9 |
油层压力/MPa | 8.8 |
弹性模量/GPa | 0.4 |
泊松比 | 0.15 |
黏聚力/MPa | 0.65 |
内摩擦角/(°) | 27 |
竖直方向渗透率/mD | 1 496 |
水平方向渗透率/mD | 2 992 |
地层温度/℃ | 40.275 |
热膨胀系数/℃-1 | 9.72×10-5 |
岩石骨架比热容/(J·kg-1·℃-1) | 766 |
水比热容/(J·kg-1·℃-1) | 4 200 |
油比热容/(J·kg-1·℃-1) | 2 500 |
水压缩系数/MPa-1 | 4.50×10-10 |
油压缩系数/MPa-1 | 5.00×10-10 |
水黏度/(mPa·s) | 1 |
孔隙度 | 0.32 |
岩石骨架密度/(g·cm-3) | 2.6 |
水密度/(g·cm-3) | 1 |
油密度/(g·cm-3) | 1 |
50 ℃地面原油黏度/(mPa·s) | 36 427 |
岩石骨架导热系数/(W·m-1·℃-1) | 1.89 |
油导热系数/(W·m-1·℃-1) | 0.12 |
水导热系数/(W·m-1·℃-1) | 0.69 |
3 数值模拟结果分析
由于该储层岩石加热到120 ℃之后无法维持其原始形态,岩石胶结强度弱化,从井壁稳定性角度来考虑,建议不在加热超过120 ℃的影响区域内实施另一口井,将加热超过120 ℃的区域半径定义为安全侧钻距离。计划生产方案为采用蒸汽吞吐开采8轮次,蒸汽注入温度为350 ℃,这里重点分析多轮次加热过程中地层温度和压力的变化规律。蒸汽注入之后,可以将储层区域分为蒸汽区域、热水区和冷油区,如图 5所示。由于地层渗透率的非均质性,加热区域呈椭圆形,随着注入轮次的增加,加热区半径逐渐增加,增加幅度逐渐减小。
这里探讨沿椭圆长轴方向做不同轮次注热结束之后垂向与水平方向上热采井井周孔隙压力场与温度场变化规律。
垂向上热采井井周孔隙压力场与温度场变化如图 6和图 7所示。
由图 6可见,地层孔隙压力升高不利于井壁稳定,垂向距离小于8 m时,孔隙压力显著升高,从孔隙压力变化的角度考虑垂向钻加密井的安全侧钻距离应不小于8 m。由图 7可知,蒸汽吞吐垂直方向上超过120 ℃的区域半径随着注汽轮次的增加而增大,第1轮次大约为5.8 m,3轮次后加热半径基本超过10.0 m。
调研结果表明,目前SAGD双水平井井间距一般为4~6 m,辽河油田采用的注采井井距为5~8 m。因此,蒸汽吞吐少量几个轮次后储层垂直方向的加热半径即超过SAGD井双水平井间距。
水平方向上热采井井周孔隙压力场与温度场变化如图 8和图 9所示。
由图 8和图 9可见,蒸汽吞吐过程中水平方向的孔隙压力主要在井眼附近(<14 m)显著升高,远离井眼后孔隙压力升高幅度有限,从孔隙压力变化的角度考虑,侧钻加密井的安全侧钻距离应不小于14 m;蒸汽吞吐水平方向上超过120 ℃的区域半径随着注气轮次的增加而增大,第1轮次大约为7.8 m,第8轮次后加热半径大约为17.5 m。
4 结论及建议(1) 储层安全侧钻距离的确定需要综合考虑注汽导致的孔隙压力升高与注采导致的岩石性质劣化2方面因素。
(2) 蒸汽吞吐少量几个轮次后沿垂直方向的加热半径即超过SAGD井双水平井间距,在原蒸汽吞吐井附近侧钻水平井实施吞吐转SAGD开发具有比较显著的风险,建议同时钻SAGD的双水平井,或先钻一口井蒸汽吞吐一两个轮次后即布施另一口水平井。
(3) 侧钻水平井加密一般在高轮次蒸汽吞吐后进行,3轮次蒸汽吞吐后,超过120 ℃的区域半径为16.0~17.5 m,因此建议水平方向侧钻加密井的安全侧钻距离超过17.5 m。
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