郑 伟

(1. 中海油研究总院开发研究院， 北京 100028； 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028)

渤海油田稠油多元热流体吞吐井间气窜规律研究

郑 伟1，2

(1. 中海油研究总院开发研究院， 北京 100028； 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028)

井间气窜现象会对稠油多元热流体吞吐井开发产生不利影响。为了减少气窜现象、改善热采开发效果，运用数值模拟技术，分析观察平面及纵向非均质性、渗透率、韵律性、注入速度等因素与多元热流体吞吐井间气窜规律的关联。通过气体窜流系数来定量表征窜流程度，并据敏感性分析结果提出降低气窜发生概率的治理措施。

渤海油田； 稠油； 多元热流体吞吐； 井间气窜； 窜流系数

渤海油田稠油储量规模较大，黏度大于350 mPa·s的特殊稠油三级地质储量高达7.2×108m3，占稠油总储量的31%。常规冷采开发方式的采油速度和采收率相对较低，经济效益较差。为了改善开发效果，有效动用这类特殊稠油资源，渤海N油田南区于2008年开始进行多元热流体吞吐开发试验探索[1-5]。目前，N油田南区已实施多元热流体吞吐开发的油井有15口，其中6口井先后实施了第二轮次注热。当前生产中，有多个井在第二轮次注热过程中出现了气窜现象，甚至导致部分热采井关井，对热采开发效果造成影响。减少气窜现象、改善热采开发效果成为当前亟待解决的一项重要任务。

本次研究以N油田实际数据为基础，建立典型油藏模型，利用数值模拟技术分析相关因素对井间气窜现象的影响规律，根据分析结果提出气窜防治措施。

1 典型油藏数值模型

根据N油田历史生产数据(最新数据截止到2015年底)，对油田实际油藏数值模型进行拟合，获得砂体相关物性参数。根据这些参数，运用CMG数值模拟软件STARS热采模块建立典型油藏数值模型。表1所示为油藏模型基本参数。

模型中，设置了2口水平井，分别交替注入多元热流体；单井周期注水量为4 200 m3，注入速度为210 m3/d，注入温度为240 ℃，注热时间为20 d，焖井时间为5 d；日注气量为81 000 m3，多元热流体中N2与CO2的体积比为5.6；生产时间为340 d，共8个吞吐周期。

表1 油藏模型基本参数

2 多元热流体井间气窜规律影响因素分析

以典型油藏模型为基础，分别考虑不同油藏渗透率、平面渗透率级差、纵向渗透率级差、韵律性及注入速度对多元热流体井间气窜规律的影响。在此，用气体的窜流系数来定量表征水平井井间气窜程度，窜流系数越大，表明气窜程度越严重。窜流系数计算公式如下：

式中：η—— 窜流系数，小数；

G1i—— 注入井累计注气量，m3；

G2p—— 相邻被窜生产井累计产气量，m3。

2.1 渗透率的影响

在其他参数不变的前提下，对比不同渗透率条件下被窜井的产气速度、见气时间和窜流系数。图1所示为不同渗透率条件下的见气时间及窜流系数。图2所示为不同渗透率条件下同一时刻气体波及形态(注热20 d)。随着油藏渗透率的增大，在开

始一段时间内被窜井见气时间迅速缩短，产气速度和窜流系数呈增大趋势；而当渗透率增大至4 000×10-3μm2时，见气时间变化幅度则逐渐减小。这是因为，随着渗透率逐渐增加，开始一段时间内的渗流阻力减小，气体渗流速度明显增大，同一时段的扩散面积也更大；而当渗透率增至4 000×10-3μm2时，产气速度、见气时间和窜流系数的敏感度降低。

图1 不同渗透率条件下的见气时间及窜流系数

图2 不同渗透率条件下同一时刻气体波及形态(注热20 d)

2.2 储层非均质性的影响

(1) 平面非均质性。在两井之间建立高渗透条带，用来表征模型平面非均质性。在其他参数不变的前提下，对比高渗透条带在不同渗透率级差条件下的被窜井产气速度、见气时间及窜流系数。图3所示为不同渗透率级差条件下见气时间及窜流系数。图4所示为同一时刻不同级差条件下气体窜流情况(注热20 d)。可见，储层平面非均质性越强，见气时间越早，被窜井的产气速度和窜流系数也越大。根据渗流理论，渗透率越高注入流体渗流阻力越小，注入流体沿着高渗透条带呈窄条状迅速窜流，加剧了平面动用不均的程度，严重影响了开发效果。

图4 不同渗透率级差条件下同一时刻气体波及形态(注热20 d)

(2) 纵向非均质性。在其他参数不变的前提下，对比不同渗透率级差条件下见气时间及窜流系数。图5所示为不同纵向渗透率级差条件下见气时间及窜流系数。纵向渗透率级差越大，见气时间越早，被窜井的产气速度和窜流系数也越大。

储层的非均质性是造成油井气窜的主要因素之一。储层非均质性越严重，注入流体越容易沿着高渗透条带发生窜流，从而造成油层纵向和平面上动用不均，油井气窜发生概率增加。同时，随着吞吐轮次的增加，注入流体对高渗透条带的冲刷加剧了储层的非均质性，从而导致气窜现象更加严重。

图5 不同纵向渗透率级差条件下见气时间及窜流系数

2.3 韵律性的影响

在其他参数不变的前提下，考察韵律性对被窜井产气速度、见气时间及井间气窜系数的影响。图6所示为不同韵律条件下的见气时间和窜流系数。可见，反韵律储层产气速度最高，被窜井见气时间最快，井间窜流系数最大，窜流程度最严重。这是因为反韵律储层中，注入气体的超覆现象加剧顶部高渗透储层窜流，从而导致气窜现象最为严重。

2.4 注入速度的影响

在其他参数不变的前提下，考察不同注入速度对多元热流体井间气窜的影响规律，见气时间及窜流系数如图7所示。可以看出，随着注入速度的增加，被窜井产气速度增大，见气时间缩短，窜流系数增大。

图6 不同韵律条件下的见气时间及窜流系数

图7 不同注入速度条件下的见气时间及窜流系数

3 影响因素敏感性分析

不同因素对多元热流体吞吐井间气窜的影响程度具有不同的敏感性。利用数值模拟技术分析相同生产条件下，平面渗透率级差、纵向渗透率级差、储层渗透率、注入速度等参数在一定范围变化时对井间气窜影响的敏感程度，结果如图8所示。相对而言，渗透率对气窜程度的影响最为敏感，平面及纵向非均质性次之，注入速度最不敏感。

4 气窜防治措施

通过对多元热流体吞吐井间气窜规律分析研究，提出渤海N油田南区气窜治理措施。

图8 气窜影响因素敏感性分析

(1) 多井整体多元热流体吞吐。实施多井整体多元热流体吞吐作业，可有效减少吞吐井间的相互气窜现象。这种注热方式能够充分利用注入热量及气体的增能保压作用，减少热量损失，从而改善区域热采开发效果。结果表明，渤海N油田南区多元热流体吞吐由单井逐井注入变为邻近2口井同时注入，采收率提高了1.4%，单井累计产油量增加了0.8×104m3，增油效果明显。

(2) 高温泡沫调堵技术。高温泡沫调堵技术通过产生大量泡沫封堵储层高渗透条带，改善储层平面及纵向非均质性，从而减少气窜概率，提高热采开发效果。目前，此项措施在N油田南区进行多井次应用，有一定成效。

(3) 优化注入速度，减少注气量。根据前面研究成果，认为注入速度过大、气量过多，将导致井筒附近局部注入压力过高，引发井间气窜。因此，建议在注热过程中选择合适的注入速度，优化多元热流体发生器，减少注气量。

5 结 语

利用油藏数值模拟技术分析不同油藏渗透率、平面及纵向渗透率级差、韵律性、注入速度对多元热流体气窜规律的影响，明确了各因素对气窜的影响程度。渗透率对气窜影响程度最为敏感，平面及纵向非均质性次之，注入速度最不敏感。N油田南区多元热流体吞吐由单井逐井注入变为邻近2口井同时注入，采收率提高1.4%，单井累计产油量增加了0.8×104m3，增油效果明显。实施高温泡沫调堵技术、优化注入速度、减少注气量等治理措施可明显降低气窜发生的概率。

[1] 郭太现，苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J].中国海上油气，2013，25(4):26-30.

[2] 张风义，许万坤，吴婷婷，等.海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究[J].油气地质与采收率，2014，21(4):75-78.

[3] 黄颖辉，刘东，罗义科.海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究[J].特种油气藏，2013，20(2)：84-86.

[4] 陈明.海上稠油热采技术探索与实践[M].北京：石油工业出版社，2012：1-2.

[5] 唐晓旭，马跃，孙永涛.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J].中国海上油气，2011，23(3):185-188.

Study on Gas Channeling Rule of Multiple Thermal Fluids in Bohai Heavy Oil Field

ZHENGWei1,2

(1. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 2. State Key Laboratory of Efficient Development of Offshore Oil, Beijing 100028, China)

Gas channeling may cause bad effect on the development of multiple thermal fluid wells in heavy oil field. In order to reduce gas channeling and improve thermal recovery effect, we have studied the influence of the surface and vertical heterogeneity, permeability, rhythm and injection rate on the gas channeling by using numerical simulation technology. In addition, crossflow coefficient is defined to confirm gas channeling degree quantitatively. Measures to reduce the risk of gas channeling are proposed according to the result of sensitivity analysis of crossflow influence factors.

Bohai oil field; heavy oil; multi fluids; gas channeling; gas channeling coefficient

2016-04-26

国家科技重大专项“海上稠油热采技术”(2016ZX05025-004)；中国海洋石油总公司科技重大项目“海上稠油热采开发方案设计方法及关键技术研究”(2013-YXZHKY-013)

郑伟(1984 — )，男，山东五莲人，博士，研究方向为油气田开发。

TE345

A

1673-1980(2016)06-0001-04