蒸汽驱井间碰撞流模型研究

蒸汽驱井间碰撞流模型研究

1注汽井超稠油井楼油田1号和2号油层主要为低蒸发三角洲平原河流的沉积相。岩石性质一般，分类较差，破碎和成岩作用较差，基质疏松，岩石性质好，油层平面和垂直非均质性严重。原油密度高，含酸量高，比例高，蜡、硫含量和硬化点低。储层温度下含油量为5.745.852pa，s，属于大型储层。1992年正式投入开发,截至2005年5月,87%的油井已经达到5个吞吐周期。目前存在的主要问题是蒸汽吞吐过程中汽窜严重,主要表现为周围窜通生产井的产液量、温度、含水率上升,但产油量下降。汽窜不仅影响了注汽井本井的蒸汽吞吐效果,而且影响了窜通井的生产,热利用率降低。在稠油热采开发中后期,汽窜井次增多,从单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、层间窜发展,造成大量的热能损失。与常规注水井调剖不同,蒸汽吞吐井注汽过程中油层内为典型的非等温渗流,即注入压力、温度、注汽速度同时发生变化。目前大量的蒸汽吞吐调剖措施中,缺少定量化程度较高的调剖参数设计方法和手段,矿场大多根据经验进行设计,使得推广应用受到一定限制。因此,对注蒸汽井调剖参数进行优化设计研究,对于进一步提高蒸汽吞吐效果具有重要的应用和推广价值。2井间汽窜流通道注蒸汽井间汽窜主要有蒸汽窜和热水窜两种形式。蒸汽窜是由于井距较小,油井投产时间不同,地下亏空和地层压力出现差异,井间高渗透层在较大压差作用下容易形成蒸汽窜流通道而导致的汽窜;热水窜是指在稠油吞吐过程中,除部分生产井形成蒸汽指进造成真正的汽窜外,大部分汽窜(严格来说应该热水窜)多发生在井间的高含水通道,此时从注汽井注入的蒸汽冷凝形成的热水发生指进,热水很快窜到生产井的情况。当热水采出后,温度达到100℃以上时,则可从井口见到闪蒸出来的蒸汽。2.1非活塞式驱替理论根据矿场汽窜动态分析可知,汽窜通道内为凝析水和蒸汽驱后的残余油,因此注汽发生窜流时,油层内为水驱油和汽驱水的多相渗流过程;另一方面,通常油层纵向非均质性较强,而井组内同一层平面非均质性相对较弱,因此汽窜主要沿主流线窜通,窜流通道比较狭窄。与一般的驱替过程不同,蒸汽在驱替过程中和周围岩体之间存在传热而产生凝析。由于稠油在常温下通常为非牛顿流体,随温度的升高,原油剪切变稀,非牛顿流体特性会逐渐消失,从而表现出牛顿流体的特性,流体的流动性得到改善的同时,井间窜通的趋势也在增加,蒸汽和热水的窜通体积是指牛顿流体转化温度范围内的体积。根据非活塞式驱替理论建立的窜流通道内汽驱水和水驱油的驱替方程为∫tbj0[Cjqsvws-ˉGjV1tj]dt=φV1tjf′s(Sgf),∫tbj0ˉGjV1tjdt=φV2tjf′w(Swf),ˉGj=2λ(Τs-Τi)√πα[t-δ(x)]LvρsS.∫tbj0[Cjqsvws−G¯¯¯jV1tj]dt=φV1tjf′s(Sgf),∫tbj0G¯¯¯jV1tjdt=φV2tjf′w(Swf),G¯¯¯j=2λ(Ts−Ti)πα[t−δ(x)]√LvρsS.式中,qs为注汽井注汽速度(冷水当量),t/d;Cj为j方向注汽量劈分系数,无因次;vws为水蒸气的比容,m3/t;ˉGG¯¯¯j为j方向单位时间、单位岩石体积内的凝析体积,d-1;V1tj为j方向蒸汽窜通体积,m3;V2tj为j方向热水窜通体积,m3;tbj为j方向汽窜时间,d;f′s(Sgf)和f′w(Swf)分别为驱替前缘含汽率和含水率导数(由图解法确定);λ为油层导热系数,kJ/(m·d·℃);α为油层热扩散系数,m2/d;S为蒸汽波及区的特征尺寸,m;Lv为汽化潜热,J/g;ρs为蒸汽密度,kg/m3;δ(x)为长度x处热损失时间,d;Ts和Ti分别为蒸汽温度和原始地层温度,℃;φ为孔隙度,小数。2.2地层系数注采注汽井与邻井均可能发生汽窜,因此需要对多向窜汽量进行劈分。由于相邻井间的屏蔽效应,窜通角不同,确定窜通角的方法如图1所示。当井间油层物性差异较大时,可以根据等值渗流阻力法确定井间平均连通程度,如图2所示。井间平均地层系数计算式为(¯kh)j=(kh)1j(kh)2j(1-α1j)(kh)1j+α1j(kh)2j.根据注采井间窜通角和地层系数确定注汽量劈分系数,表达式为Cj=βj(¯kh)jΜ∑j=1βj(¯kh)j.式中,(¯kh)j为j方向注采井间平均地层系数;(¯kh)1j和(¯kh)2j分别为j方向注入井和生产井地层系数;α1j为j方向距注入井的长度分数(可以根据地震解释资料确定,没有资料时取中值0.5);M为对应注入井的窜通方向数。2.3不断渗流的农村地区cq2ws的渗透率由于蒸汽吞吐的注汽速度较高,流动阻力由粘滞阻力和惯性阻力两部分组成,为非线性渗流,渗流速度与压力梯度的二项式表达式为ΔpL=μwsqwsksˉBˉh+ρwscq2wskαs(ˉBˉh)2.式中,ˉBˉh为j方向的平均渗流截面面积,cm2;Δp为j方向的注采压差,0.1MPa;c,α为常数(c=2.417×106,α=1.5);μws为水蒸气的粘度,mPa·s;qws为水蒸气的体积流量,cm3/s;ks为水蒸气的有效渗透率,μm2;ρws为水蒸气的密度,kg/cm3。由上式可以估算出水蒸气的有效渗透率,即束缚水和残余油状态下的渗透率。油层的绝对渗透率为k=ksexp(Slr1-Slr).式中,Slr为残余流体饱和度。3参数优化设计3.1段塞和调剖段塞位置的确定根据河南井楼油田一、二区的储层状况,抽象出概念地质模型,并将该区的方形井网和平均注汽动态作为计算条件。首先,通过上述解析方法计算出汽窜体积(SSPV),然后给定段塞体积(10%SSPV),在注采井主流线上设置不同的段塞位置,利用油藏数值模拟方法计算其温度分布,根据流变曲线的牛顿流体转变温度求得蒸汽驱的汽窜体积。段塞位置为井间距的1/6,1/4,1/2,3/4,5/6时,对应的蒸汽波及系数为7.56,15.74,39.51,18.68,15.06。调剖段塞位置为1/2井间距时热流体的波及系数最大,调剖效果较好。这是因为当蒸汽沿主流线窜通后,窜流通道内的流体流度很高,调剖段塞处于井间距之半位置时,再注入的热流体的绕流范围最大。3.2段塞尺寸和扰动效率根据段塞位置优选结果,在井间距之半位置上设置不同尺寸段塞,采用同样方法计算蒸汽波及效率。段塞尺寸为5%,10%,15%,20%,25%的汽窜孔隙体积时,对应的波及效率为15.8%,39.5%,45.3%,46.4%,47.2%。可以看出,调剖段塞尺寸为10%～15%的汽窜孔隙体积时蒸汽波及效率基本达到最大,此后增大调剖剂用量,蒸汽的波及系数增加幅度较小。3.3调剖封窜剂粒径通常用于浅部调剖的封窜剂颗粒粒径运用1/3～2/3架桥理论优选,用于深部调剖的封窜剂运用1/9～1/3理论优选。由于调剖封窜剂粒径是根据地层岩石平均孔隙直径推算出的平均值,实际选用时要考虑到最大孔径和最大粒径,颗粒分布要有一个合适的范围,应依据有关测井资料、大孔道描述资料和岩心试验来选定。根据有关资料介绍和实际经验,高温调剖封窜剂的最大粒径可选为平均粒径的3～5倍,并控制最大粒径的颗粒数量为总量的0.1%～0.2%。4调剖参数设计图3为L1833井组的汽窜方向分布。可以看出,由于近井间的屏蔽效应,井组内的汽窜基本上以近井井间窜通为主。根据注汽历史资料,选择最新汽窜周期的注入动态;根据L1833井组的井距、射孔层地质参数、注汽参数及见汽时间对窜汽量进行劈分,计算井间窜通体积和平均孔隙直径,结果见表1。由表1可以看出,各井间窜通体积和井组油层孔隙体积相比较小,进一步说明井组内同一层内平面汽窜主要沿主流线窜通,窜流通道比较狭窄。根据最优化调剖设计原则和表1计算结果,对L1833井进行调剖参数设计,调剖段塞尺寸取窜通孔隙体积256.95m3的12.5%,即调剖剂用量为32m3,按照深部调剖原则选取颗粒堵剂粒径为2.9～8.6μm。L1833井实施调剖后注汽,调剖前一周期的注汽压力为3.6MPa,注汽强度为13.5t/(d·m),调剖后注汽压力为4.3MPa,注汽强度为10.7t/(d·m)。由于相邻井处于不同生产周期,调剖前、后相邻汽窜井的生产动态如表2所示。由表2可以看出,L1833井调剖后,3口邻井的井口温度和含水率变化趋势正常,未出现汽窜现象,表明对应邻井的汽窜通道得到封堵,堵调效果较好。5同一门内平面汽窜通井段(1)井间汽窜通道内为凝析水和蒸汽驱后的剩余油,在驱替过程中由于蒸汽和周围岩体之间传热而产生蒸汽凝析,油层内为水驱油和汽驱水的多相非活塞驱替。(2)井组同一层内平