多元热流体技术是利用航天火箭发动机燃烧喷射原理, 在高压燃烧室内混合燃烧燃料、高压空气及高压水, 产生高温高压水蒸汽、CO₂及N₂等混合气体注入地层的热采技术。海上开展多元热流体吞吐先导试验20余井次, 增产效果显著^[1-3]。但随着热采吞吐轮次的增加, 吞吐井与邻井间出现明显非凝析气窜逸现象, 导致吞吐井热流体波及体积减小、热效率降低、经济效益变差。同时, 窜逸也影响邻井生产, 严重时需要停产来确保注热施工进行, 对平台的生产运行影响较大^[4-6]。

国内外稠油热采实践经验表明, 影响稠油井间窜流的因素包括:储层的非均质性, 存在微裂缝或高渗条带; 注汽参数不合理, 井间注采压差大; 蒸汽对弱胶结颗粒的冲刷; 固井质量差, 井距过小等^[7-9]。为进一步认清海上多元热流体井间窜流机理及规律, 利用CMG油藏模拟软件^[10], 通过建立井间窜流模型, 利用数值模拟方法从油藏、布井以及注采参数等角度分析井间窜流的影响因素, 通过敏感性分析筛选出关键因素。分析结果对后续多元热流体吞吐过程中缓解窜流风险及影响的治理措施具有一定指导意义。

基于多元热流体吞吐实际油藏模型, 利用CMG软件Stars模块建立多元热流体井组驱替模型(图 1), 模型中相渗等参数借鉴实际油藏模型(表 1), 模型选取"1注2采"的注采井组为研究对象。

图 1(Fig. 1)

图 1 数值模型平面及3D图

表 1(Table 1)

表 1 模型参数表

表 1 模型参数表 参数 数值 参数 数值 孔隙度/°% 33 渗透率/ 10-3 pm2 5 000 油层热容/ J/(m3· ℃) 2.57 × 106 顶底盖层热容/ J/(m3· ℃) 2.20 × 106 岩石热传导率/ J/(m· d· ℃) 9.60 × 104 顶底盖层热传导率/ J/(m· d· ℃) 1.05 × 105 水热传导率/ J/(m· d· ℃) 5.90 × 104 Kv/Kh 0.7 原油热传导率/ J/(m· d· ℃) 9.77 × 103 岩石压缩系数K1/kPa) 1.60 × 10-5 蒸汽热传导率/ J/(m· d· ℃) 1.90 × 103 原油黏度（50 ℃) / mPa · s 500

模型网格节点28×27×20=15 120个, 平面网格步长20 m, 纵向网格步长1 m。模型中包含N₂、CO₂、C₁、C_2-6、C_7-15、C_16-30、C₃₁₊、H₂O等8个拟组分。模型中设置3口水平井, 水平段长300 m, 井距250 m。中间水平井注多元热流体吞吐, 两侧水平井生产。吞吐井注入温度200℃, 气水比167 m³/m³, 周期注汽强度10 t/m, 注汽强度增量25%, 三周期后保持不变。注汽速度274 t/d, 注气速度57 600 m³/d。

模拟过程中, 设定两侧水平井气油比达到50 m³/m³时, 则发生井间窜流。气体在油藏中的窜进速度明显高于热水、蒸汽的推进速度, 同时也高于温度的传导速度。

模拟计算油层厚度为10、15、20、25、30 m情况下多元热流体吞吐井间非凝析气体窜逸的影响(图 2)。可见, 随着油层厚度增加, 邻井见气时间变长, 窜逸程度减缓, 当油层厚度大于20 m时可大幅降低窜逸风险。

图 2(Fig. 2)

图 2 不同油层厚度气窜前生产时间及时间差曲线

模拟计算原油黏度分别为500、1 000、3 000、5 000、20 000 mPa·s时井间非凝析气体窜逸的影响(图 3)。可见, 随着原油黏度变大, 邻井见气越晚, 井间窜逸程度减小。

图 3(Fig. 3)

图 3 不同原油粘度气窜前生产时间及时间差曲线

模拟计算平面高渗带与周围渗透率比值分别为1、1.25、1.5、2时井间非凝析气体窜逸的影响(图 4)。可见, 平面渗透率突进系数超过1.25后, 井间窜逸程度明显增加。

图 4(Fig. 4)

图 4 平面非均质性含油饱和度对比场图

模拟计算水平井井距分别为150、200、250、300、400 m时井间非凝析气体窜逸的影响（图 5）。可见井距越小，气窜发生时间越早。

图 5(Fig. 5)

图 5 不同井距气窜前生产时间及采油速度图

计算水平井位于油层不同纵向位置, 即距离油层顶部与油层厚度之比分别为0.5、0.6、0.7、0.8、0.9时井间非凝析气体窜逸的影响(图 6)。可见水平井上部油层越厚(即水平井位置靠近油层底部), 汽窜时间越晚, 生产时间越长, 故水平井应尽量部署在油层底部。

图 6(Fig. 6)

图 6 不同纵向位置气窜前生产时间及采油速度图

从现场实践来看, 多元热流体吞吐过程中注入温度、注入空气速度、气水比等具有如下关系(表 2)。

表 2(Table 2)

表 2 注空气速度、注水速度与温度、气水比关系表

表 2 注空气速度、注水速度与温度、气水比关系表 注空气速度/(m3/h) 注水速度/(m3/h，25 C) 温度/(C) CO2含量/°% N2含量/°% 热水/蒸汽含量/°% 气水比（标况下） 2 400 19.46 130 2.46 8.38 89.16 89 2 400 16.25 150 2.98 10.16 86.85 111 2 400 13 180 3.73 12.7 83.57 144 2 400 11.44 200 4.2 14.32 81.48 167 2 400 9.18 240 5.11 17.41 77.48 213 2 400 6.92 300 6.43 21.9 71.68 290 2 400 6.02 330 7.13 24.3 68.57 336

参考实际数据, 计算多元热流体吞吐过程中气水比分别为89、111、144、167、213、290、336 m³/m³时, 井间非凝析气体窜逸的影响(图 7)。可见, 气水比在111 m³/m³以下时, 邻井不发生气窜, 随着气水比增大, 窜逸开始发生, 气水比越大, 气窜时间越早。

图 7(Fig. 7)

图 7 不同气水比气窜前生产时间及采出程度图

计算不同注汽强度(分别为5、7.5、10、15 t/m等)井间非凝析气体窜逸的影响。注汽强度为5 t/m时, 10个周期内未发现气窜现象; 当注汽强度超过7.5 t/m后, 发生明显气窜, 且强度越大气窜时间越早。

计算井底蒸汽干度分别为0、0.1、0.2、0.3井间非凝析气体窜逸的影响。表明, 注汽干度对气窜影响程度较小。

根据数值模拟分析结果, 综合考虑窜逸风险、周期增油量及投入产出比等因素, 确定注热强度、气水比等关键参数, 设计南堡S油田两井同注注入速度90 m³/d, 注汽强度9, 气水比3.9, 井底多元热流体温度大于200℃, 焖井时间2 d, 注热装备按照同注模式运行。2017年5月, 在海上南堡S油田开展治理方案实践, 现场严格按照工艺方案开展注热施工, 根据平台现场监控数据来看, 邻井非凝析气体窜逸得到较好抑制, 达到方案设计目的。

利用数值方法分别从地质参数、布井方式、注采参数等多个角度揭示了多元热流体吞吐井间气窜的机理, 并对气窜的影响程度进行分析对比。结果表明:

(1) 在油藏上, 油层厚度对井间气窜的影响程度最大, 其次为平面非均质性、纵向非均质性、高渗带宽度;

(2) 在布井方式上, 水平井纵向位置对井间气窜的影响程度最大, 其次为井距, 水平井长度对气窜影响很小;

(3) 在注采参数设计上, 气水比对井间气窜影响程度最大, 其次为注汽强度, 注汽干度与焖井时间对气窜影响很小。

对于海上稠油待开发新油田, 要重点考虑油层厚度、平面非均质性、水平井纵向布井位置等对多元热流体吞吐井间非凝析气体窜逸的影响; 对于海上在生产油田, 在热采方案设计上, 要重点考虑注采参数, 尤其是气水比、注气强度等对非凝析气体窜逸的影响。