稠油水平井分段完井分段注汽技術研究與應用

羅 歡

（中國石油長城鉆探公司工程技術研究院，遼寧 盤錦 124010）

遼河油田是全國最大的稠油生產基地，自“九五”以來，利用水平井熱采技術開發稠油、超稠油取得了顯著成效，目前油區熱采水平井已進入開發中后期，水平段動用不均、過早見汽/水的開發矛盾凸顯，穩產壓力巨大。據統計：受油藏非均質性、水平段長度、周邊采出程度等因素影響，85%以上的水平井1/3～1/2的水平段存在動用不均的現象，且絕大部份井存在一定程度的汽竄和水脊問題，嚴重影響采收率和開發效益[1-3]。當前水平井注汽采油技術仍是遼河稠油主產區（曙采、特油、金海、錦采）開發的主要動產方式，如何調整蒸汽、稠油和底水的流入/流出動態，改善注汽效果，提高油藏動用程度是稠油穩產急需解決的關鍵問題。

近年來，遼河油田通過改善注汽工藝，應用雙管或多點注汽技術一定程度上彌補了原始籠統注汽的弊端，但因未從根本上解決篩管裸眼封堵、注汽量優化分配和水平井過早見汽/水的根本問題，使得注汽井蒸汽熱效率低、生產井穩油控汽/水能力差、有效生產時間短、水平段動用不均調解能力不足[4-8]。為此，圍繞熱采水平井“完井方式單一、注汽不均、水平段動用差、單井產量低”等開發難題，針對不同地質及井況條件，通過水平井分段完井工藝研究，以及耐高溫管外封隔器和耐高溫注汽封隔器等關鍵工具的研制，形成了稠油熱采水平井分段完井分段注汽技術，實現了分段同采開發效果，擴大了儲層動用長度，水平段均勻動用程度明顯改善。

1 分段完井分段注汽技術概述

稠油熱采水平井分段完井分段注汽技術是在完井時，根據測井曲線和儲層滲透率等物性參數差異，利用耐高溫管外封隔器等核心工具，配套井筒流入控制技術和管內分段注汽技術，選擇泥巖或低物性段位置下入耐高溫管外封隔器，將水平井段篩管外與油層裸眼之間分隔成兩段或多段腔室，實現高溫條件下（350℃）水平裸眼段儲層封隔和分段，形成獨立的、可分別作業的儲層段（見圖1），并根據各儲層段注汽量和井筒生產壓降的實際需求，配比注汽和優化井筒壓降，降低儲層非均質性對注汽的有害影響，改善油藏動用不均狀況，提高注汽熱效率，同時為邊、底水的控制奠定完井基礎，該技術適用于任何地質條件下的分段注汽，大大提高了水平段動用程度。

圖1 儲層均衡動用示意圖

2 數值模擬研究

2.1 分段完井核心工具數值模擬

稠油熱采工藝注汽溫度最高可達350℃，注汽壓力可達17MPa，因其高溫環境有利于熱膨脹力的應用，所以熱敏式封隔工具是實現稠油熱采管外封堵功能的核心工具。

為保障密封件滿足工具性能要求，借助高溫高壓實驗裝置測試優選的密封件溫度與密封壓力、形變量與密封壓力線性規律。采用的數值模擬的方4環50mm，壓板50mm，膠筒初始外徑130mm，井眼外徑159mm，橡膠摩擦系數0.3，鋼摩擦系數0.1；不同彈性模量下（見表1），用多大的力膠筒能脹封，例如設定膠筒的彈性模量是98MPa，那么75mm×130mm×200mm規格的膠才能使膠筒脹封，經過數值模擬可知膠筒膨脹時溫度約140℃～180℃，159.6mm模擬井眼，密封承壓大于4～9MPa，約2t推力時，壁面接觸力最大0.5t以上。同時用ANSYS模擬軟件模耐高溫注汽封隔器承受20t、60t、80t拉力作用下的力學性能見圖2，工具的性能指標強度校核與分析滿足井下高溫高壓需求。

表1 密封件彈性模量數值表

圖2 主體壓力云載荷軸向60t時應力云圖

2.2 分段完井分段注汽數值模擬研究

稠油水平井熱采開發過程中主要以籠統注汽、多點注汽、分段注汽三種注汽方式為主，但每種注汽方式都有其不同油藏的適應性并存在一定技術局限，為了驗證稠油水平井儲層單元劃分及單元優化控制方案的可行性，需要驗證這三種注汽方式在相同地質條件下對水平段儲層動用程度的影響，明確三種注汽方式影響儲層動用的主控因素，為分段完井、分段注汽試驗應用以及數值模擬提供理論依據，因此在相同工況下，對籠統、多點、分段三種注汽方式進行數值模擬，根據井筒周圍溫度分布云圖對三種注汽方式的效果進行分析比較，并給出目標因素優選建議。選用CMG商業數值模擬軟件稠油水平井籠統注汽方式數值模擬設計8個方案、稠油水平井多點注汽方式數值模擬設計10個方案、稠油水平井分段注汽方式數值模擬設計9個方案。

2.2.1 建立模型

依據遼河油田稠油開采區塊地質參數特征，并結合稠油水平井結構特點以及稠油注汽開采實際情況，根據研究的需要，油層長度600m，油層寬度300m，油層厚度30m。模型中設置一口水平井，井筒長度300m，采用篩管完井。蒸汽吞吐開采。油藏埋深500m，原始油層壓力3.0MPa，原始油層溫度56℃。孔隙度、滲透率和含油飽和度均為非均質。孔隙度最大為0.28，最小為0.23。滲透率最大為1300mD，最小為500mD。含油飽和度最大為0.6，最小為0.55，詳細信息見表2。

表2 地質模型基礎參數

根據以上參數，建立CMG模型，根據研究的需要，模型的物性分布設置為非均質的，其中CMG地質模型滲透率分布剖面如圖3所示。

圖3 CMG地質模型滲透率分布剖面

在建模過程中，合理的網格設計非常重要。一方面，為了節省計算機資源，網格數目應盡可能少；另一方面，為了控制地質體的形態及保證模型精度，網格又不能過少。根據質量要求和模型特征，地質模型采用的網格數是60×33×15，共有29700個網格，I方向網格尺寸為10m，J方向采用大小不均勻的網格，離井最近的5個網格是3m，往外依次是5m和15m。這樣既保證了近井地帶流場模擬精度的需要，又能盡量提高計算速度。巖石流體熱物性參數、流體模型、相滲曲線及初始化數據參考，本次研究沒有針對具體區塊，依據遼河油田稠油開采區塊流體參數特征，并結合稠油注汽開采實際情況，確定了參數取值。

2.2.2 開發方式及工作制度

模型中設置一口水平井，蒸汽吞吐開采。基礎模型的生產井定產液速度100m3/d，最小井底流壓500kPa。注汽井注汽溫度250℃，注汽干度0.69，注汽速度192m3/d（8000kg/h），最大井底流壓8000kPa。模擬1個周期，注汽20d，悶井5d，采油340d。分別研究籠統注汽、多點注汽、分段注汽三種注汽方式對溫度場（過水平井筒剖面）、壓力場、開發效果的影響規律。

其中多段注汽方式3段注汽管柱設計，3段注汽管柱的第1注汽點孔眼直徑7.5mm，第2注汽點孔眼直徑8.5mm，第3注汽點孔眼直徑9.5mm。8點注汽管柱設計，第1注汽點孔眼直徑7.50mm，第2注汽點孔眼直徑7.78mm，第3注汽點孔眼直徑8.07mm，第4注汽點孔眼直徑8.35mm，第5注汽點孔眼直徑8.64mm，第6注汽點孔眼直徑8.92mm，第7注汽點孔眼直徑9.21mm，第8注汽點孔眼直徑9.50mm。

2.2.3 稠油水平井不同注汽方式結果對比

在前述研究的基礎上，對比不同注汽方式（籠統注汽、5點注汽和3段注汽）的影響規律。改變注汽方式，分別取籠統注汽、5點注汽和3段注汽，研究不同注汽方式對溫度場（過水平井筒剖面）、壓力場、開發效果的影響規律。考察模擬期末的溫度剖面、壓力剖面和產油變化曲線，見圖4。

圖4 不同注汽方式對溫度剖面的影響

稠油水平井不同注汽方式研究中，在考察的注汽方式范圍內（籠統注汽、五點注汽、三段注汽）：①過水平井筒剖面的溫度剖面，三段注汽最均勻；②過水平井筒剖面的壓力剖面，三段注汽最均勻；③日產油峰值最高的是籠統注汽，其次是三段注汽，但是累產油量最多的是五點注汽。

3 實例計算

為完成某一區塊稠油油藏分段完井分段注汽技術方案，需根據油藏溫度、厚度、滲透率等情況進行完井參數優化設計，要對油藏與井筒換熱及井筒流動進行計算，實現各段注汽量、采油量的優化分配，達到最優注采效果。

通過創建新型地層—井筒多參數耦合模型，開發的“稠油分段注汽完井參數優化設計軟件”，為水平井熱采完井方案的優化設計提供了理論抓手。遼河金海采油廠某井生產情況見表3，該井完鉆井深1888m，懸掛點位置1675.67m至水平段入口點1660.2m下入?177.8mm篩管，1660.2～1670.28m下入?177.8mm光管，1670.28～1887.06m段下入篩管。采用優化軟件設計了該井均衡注汽方案：通過模擬直井段和水平段熱損失和熱力半徑，模擬蒸汽入流剖面，預測蒸汽錐進程度，優化分隔位置及段長，優化注汽閥位置和計算注汽量。金海采油廠某井細化分段優化后結果如圖5所示。

圖5 金海采油廠某井細化分段優化后結果

表3 遼河金海采油廠某井生產情況

為提高注入效率，需對注汽管柱進行結構參數（注汽閥尺寸）優化設計，從而實現均勻的注入剖面，提高蒸汽驅油產量。以保證加熱剖面足夠均勻為目標，結合井筒附近滲透率分布情況，進一步細化分段結果，優化注汽閥尺寸優化設計，優化結果如表4所示。

表4 優化后均衡注蒸汽過程模擬計算結果

通過圖6可以看到，通過注汽閥尺寸優化，加熱帶半徑明顯增大，日產油量也得到了提高，可以證明該軟件的計算精度滿足現場工藝要求。

圖6 優化后均衡注蒸汽過程模擬計算結果

4 結論

（1）稠油熱采水平井分段完井分段注汽技術可根據水平段動用情況分段獨立注汽，從而有效改善水平段的吸汽剖面，提高了水平井均勻動用程度，提升了水平井開發效果，為老油田稠油難采難動用儲量開發提供了一項新的有效手段。

（2）本次研究主要側重于測試CMG數值模擬軟件對不同注汽方式的模擬能力，但是由于本次研究基于機理模型，模型本身的非均質性不夠突出，封隔器和孔板的位置、數量及參數配置都沒有充分優化，因此研究結果中沒有充分體現出注汽配汽閥的作用。

（3）建議下一步在現場實際模型上，針對汽竄嚴重或水平段動用不均勻的井進行注汽配汽閥的參數優化研究，有針對性地解決稠油水平井開發過程中遇到的實際問題。