水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù)及其應(yīng)用

張守軍

(遼河油田分公司曙光采油廠,遼寧盤錦 124109)

水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù)及其應(yīng)用

張守軍

(遼河油田分公司曙光采油廠,遼寧盤錦 124109)

為解決水平井籠統(tǒng)注氣時普遍存在的水平段油藏動用不均的矛盾,應(yīng)用水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù),用耐高溫封隔器將注氣管與篩管或套管之間封隔,將籠統(tǒng)注氣的1個注氣腔分割成2個或多個注氣腔,進行選段注氣、兩段分注和兩段或多段同注,并對封隔器位置和尺寸、注氣閥大小和注氣量進行優(yōu)化設(shè)計.推薦封隔器密封長度為0.04～1.00m.現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明,水平段油藏有效動用長度較籠統(tǒng)注氣平均增加了70%左右,能夠有效調(diào)整水平井段吸氣剖面,改善水平井注氣開采效果.

水平井;封隔器;分段優(yōu)化;注氣

0 引言

水平井蒸氣吞吐和蒸氣輔助重力泄油是目前注蒸氣開采稠油的主要技術(shù),由于水平井與油藏接觸面積大,注蒸氣波及體積大,產(chǎn)能較直井的高,在世界范圍內(nèi)得到廣泛應(yīng)用.由于油藏非均質(zhì)性和水平井段長度的影響,水平井籠統(tǒng)注氣時普遍存在水平段油藏動用不均的矛盾.室內(nèi)模擬和現(xiàn)場測試資料表明,動用較好井段長度僅占總井段的1/3～1/2,且隨著吞吐輪次增加,水平段油藏動用不均的矛盾將不斷加劇,嚴(yán)重制約了水平井產(chǎn)能的發(fā)揮[1].調(diào)整吸氣剖面,提高水平段油藏動用程度,改善注氣開采效果的潛力非常大.為此,筆者應(yīng)用水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù),根據(jù)水平段油藏地質(zhì)特征和動用情況,在注氣管與篩管或套管之間用封隔器封堵,將水平段注氣管柱分成2個或多個相對獨立的注氣腔,并通過優(yōu)化設(shè)計注氣方式、管柱結(jié)構(gòu)和注氣參數(shù),有針對性地進行水平井分段優(yōu)化注氣,以有效調(diào)整水平段油藏的吸氣剖面,改善油藏動用不均的狀況.

1 分段注氣

水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù)可根據(jù)油藏地質(zhì)特征和動用情況,采用選段注氣、兩段分注和兩段或多段同注3種注氣工藝.不同水平井注氣方式的管柱結(jié)構(gòu)見圖1.由圖1可知,常規(guī)籠統(tǒng)注氣管柱是將注氣管下入水平段前部注氣,見圖1(a);選段注氣是在注氣管設(shè)定位置安裝封隔器,只在封隔器一側(cè)有出氣口,見圖1(b);兩段分注是在注氣管設(shè)定位置安裝封隔器,封隔器一側(cè)開有出氣口,另一側(cè)安裝注氣閥,安裝出氣口一端注氣結(jié)束后,投球封堵,另一側(cè)注氣閥開啟后注氣,見圖1(c);兩段或多段同注是在注氣管設(shè)定位置安裝1個或多個封隔器,在封隔器之間安裝多個出氣口或注氣閥,見圖1(d).

根據(jù)水平井的油藏特點和動用狀況選擇合理的分段優(yōu)化注氣方式非常重要,也是保證分段優(yōu)化注氣效果的關(guān)鍵.對于局部動用程度過高、氣竄或出水的水平井,可在現(xiàn)有注氣管柱上安裝封隔器和扶正器,封隔動用程度高、氣竄或出水井段,進行選段注氣;對于層段動用差異較大的水平井,可在現(xiàn)有籠統(tǒng)注氣管柱上安裝封隔器、注氣閥、分配器和扶正器,進行兩段分注;對于層段動用差異相對較小的水平井,可在現(xiàn)有籠統(tǒng)注氣管柱上安裝封隔器、注氣閥和扶正器,進行多段同注.

蒸氣在封隔器附近地層的滲流可提高封隔器所在位置油藏的動用程度,封隔器安裝在動用差油藏部位可提高其動用程度,需要根據(jù)油藏地質(zhì)特征和動用狀況來優(yōu)化封隔器位置及注氣參數(shù).封隔器位置設(shè)計時要根據(jù)油藏地質(zhì)參數(shù)和注采參數(shù),首先模擬計算不同注氣方式的層段間蒸氣竄流量,優(yōu)選注氣方式后再進一步優(yōu)化封隔器尺寸和位置.通常,偏向未動用或動用差層段一側(cè)安裝封隔器,有利于減小層段間的竄流量的滲流量.

注氣閥位置要盡量遠(yuǎn)離封隔器位置以降低封隔器附近的蒸氣竄流量.具體設(shè)計時,需要根據(jù)竄流量和加熱區(qū)吸氣效果等方面進行模擬計算后確定.總體上,封隔器位置設(shè)計需要綜合考慮層段間的竄流量和滲流量;高滲段的注氣閥位置應(yīng)靠近封隔器,而低滲段注氣閥應(yīng)位于遠(yuǎn)離封隔器一端.

圖1 不同水平井注氣方式的管柱結(jié)構(gòu)

水平井分段優(yōu)化注氣管柱的工具主要包括封隔器、分配器、注氣閥和扶正器.關(guān)鍵元件是耐高溫封隔器,其結(jié)構(gòu)見圖2.由圖2可知,滑套支撐耐高溫密封橡膠,橡膠在熱膨脹和機械力作用下將注氣管與篩管之間密封,封隔套管與注氣管之間環(huán)空內(nèi)的蒸氣流動,使注氣井段形成一個獨立注氣腔.封隔器密封件耐壓為17MPa,耐溫為350℃,高彈性(膨脹高度為15mm),解封力為40kN.

圖2 水平井分段優(yōu)化注氣封隔器結(jié)構(gòu)

2 蒸氣竄流

水平井篩管與鉆井井眼間環(huán)空為地層砂所充填,且壓實作用較弱,介質(zhì)滲透率較高,是注氣時蒸氣竄流的主要途徑.籠統(tǒng)注氣時,層段間由于壓力和動用程度差異,還會發(fā)生層段間的滲流.由于篩管外環(huán)空介質(zhì)滲透率要高于注氣段和封隔段地層,在封隔段注氣管與篩管間環(huán)空中充滿流體(蒸氣或原油)后,流向封隔段的蒸氣可能會發(fā)生3種路線的滲流(見圖3).封隔器附近最大蒸氣竄流量就是篩管外環(huán)空介質(zhì)中蒸氣的滲流量.

圖3 水平井封隔器附近的蒸氣竄流

當(dāng)層段間壓差較小時,層段間的滲流速度很小.由于井筒內(nèi)流體的壓力平衡,一般不會發(fā)生竄流,但在選注和分注條件下,封隔器附近篩管外介質(zhì)中蒸氣的竄流不能忽略.

水平井注氣時封隔器附近蒸氣竄流的滲流模型見圖4,圖4(a)為籠統(tǒng)注氣,圖4(b)為分段選注端部,其中,端部為注氣段,跟部為封隔段,封隔器位于兩段中間.與籠統(tǒng)注氣相比,封隔后針對低動用層段注氣,跟部油藏的注氣量為經(jīng)過篩管外環(huán)空介質(zhì)中的竄流,增加了滲流阻力,提高了端部油藏的注氣強度.

圖4 水平井注氣時封隔器附近蒸氣竄流的滲流模型

水平井注氣時由于重力的影響,蒸氣與原油的密度差會產(chǎn)生蒸氣超覆,抑制環(huán)空中的蒸氣竄流.簡化的蒸氣竄流估算公式為

總竄流量為

式(1～2)中:qc為竄流量;ph為跟部油藏壓力;pt為端部油藏壓力;μw為水或蒸氣黏度;Lb為封隔器密封長度;rw為鉆井井眼半徑;rso為篩管外徑;Khs為篩管與鉆井井眼間隙介質(zhì)水平滲透率;Krws為篩管與鉆井井眼間隙介質(zhì)水相相對滲透率.

以1口模擬井為例,對選段注氣時封隔器附近蒸氣竄流進行模擬計算,計算模型綜合了文獻(xiàn)[2-5]中的相關(guān)模型.模擬井動用較高層段(端部)長度與動用差層段(跟部)長度相等,端部油藏滲透率為跟部油藏滲透率的2倍,端部油藏溫度為跟部油藏的1.5倍.將端部封隔后向跟部注氣,注氣速度為300～600m3/ d,封隔器有效封隔長度為0.04m.模擬計算結(jié)果表明,即使在較高壓差下,選段注氣的竄流比例(竄流量/注氣量)最大值低于30%,同籠統(tǒng)注氣相比,注氣段油藏吸氣量增大了4～5倍.

注氣段與封隔段長度比為1,流動系數(shù)差異為1∶100,篩管外環(huán)空介質(zhì)滲透率為10μm2,模擬計算的竄流比例與封隔器長度關(guān)系見圖5.由圖5可知,封隔器長度越大,竄流比例越小,但當(dāng)封隔器長度大于0.4m后,竄流量減小幅度很小.推薦封隔器長度為0.04～1.00m.

注氣段與封隔段長度比為1,流動系數(shù)差異為1∶100,封隔器長度為0.04m時,篩管外環(huán)空介質(zhì)滲透率對竄流比例的影響見圖6.由圖6可知,篩管外環(huán)空介質(zhì)滲透率對竄流比例影響較大,當(dāng)篩管外環(huán)空滲透率低于10μm2時,竄流量降至25%以下,而且封隔器密封長度越大,竄流量越小;封隔器長度達(dá)到1.0 m時,蒸氣竄流量可控制在10%以下.因此,當(dāng)環(huán)空介質(zhì)滲透率越高時應(yīng)選擇較長的封隔器.

不同封隔器長度時竄流比例與封隔器位置(封隔器距層段交界距離與注氣段長度的比例)的關(guān)系表明,向注氣段一側(cè)移動封隔器時竄流比例增大,但是層段間滲流量減小.因此,需要根據(jù)油藏地質(zhì)條件和動用狀況,綜合評價竄流量和滲流量,確定封隔器的合理位置.

因此,封隔器長度和位置對竄流量的影響最大,其次是篩管外環(huán)空介質(zhì)滲透率.在確定合理封隔器長度時,應(yīng)綜合考慮環(huán)空介質(zhì)滲透率等因素,計算竄流量、優(yōu)化封隔器位置、優(yōu)選封隔器長度.

物理模擬和數(shù)值模擬結(jié)果表明,封隔器附近存在蒸氣往復(fù)竄流(實質(zhì)是蒸氣在地層中的滲流),選段注氣時蒸氣竄流量為注氣量的10%～30%,兩段分注和多段同注時凈竄流量<10%,封隔器的封隔效果明顯.總體上,封隔器附近的蒸氣往復(fù)竄流會造成封隔器所在位置油藏溫度升高,動用程度也相應(yīng)提高.

圖5 竄流比例與封隔器密封長度的關(guān)系

圖6 竄流比例與篩管外環(huán)空介質(zhì)滲透率的關(guān)系

3 疊加效應(yīng)

封隔器是水平井分段優(yōu)化注氣的重要井下工具,能夠有效封隔篩管與注氣管之間的蒸氣流動.兩段分注時水平井段吸氣剖面變化見圖7.由圖7可知,封隔器附近地層由于蒸氣的往復(fù)竄流而產(chǎn)生明顯的疊加效應(yīng),實現(xiàn)了封隔器所在位置地層吸氣量增加.采用Eclipse軟件Thermal模型模擬計算了某水平井(水平井段長為258m,封隔器位置距跟部100m,油藏滲透率為1500×10-3μm2)均質(zhì)油藏兩段分注后的溫度分布見圖8.由圖8可知,向端部注氣和向跟部注氣2個階段在封隔器附近蒸氣的往復(fù)竄流,提高了封隔器附近油藏的動用程度.

4 現(xiàn)場應(yīng)用

截至2009年12月,水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù)共實施86井次,措施成功率為100%,平均油氣體積比(周期采出油體積與注入蒸氣體積之比)由措施前的0.26提高到措施后的0.36,投入產(chǎn)出比大于1∶15,增產(chǎn)效果和經(jīng)濟效益明顯.18口井的井溫測試曲線表明,水平井的動用好井段長度由37.49%提高到62.01%,溫度提高了11℃;相應(yīng)地,動用差井段長度減小70%左右,溫度提高15℃,分段優(yōu)化注氣提高水平段油藏動用程度作用明顯.

圖7 兩段分注時水平井段吸氣剖面變化

圖8 水平井均質(zhì)油藏兩段分注后的溫度分布

圖9 A井不同周期結(jié)束后水平段溫度分布

A井不同周期結(jié)束后水平段溫度分布見圖9,A井周期生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1.由圖9可知,第2周期結(jié)束后,1574.85～1740m井段溫度較高,動用較好,1740～1825.65m井段溫度較低,動用相對較差,并且中部有一個局部突進,因此水平井段動用不均衡.為了提高水平井段的動用程度,第3周期注氣實施了水平井兩段分注措施,根據(jù)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果,利用封隔器將井段分成2個注氣腔,即1574.85～1720m處跟部和1740～1825.65m處端部,優(yōu)化后端部注氣量為1762t,跟部注氣量為2238t.注氣時先注端部,達(dá)到1762t時,投球封堵端部,開始注跟部.措施前后的2個周期井溫曲線對比分析可知,兩段分注后端部井段溫度明顯提高,油藏動用程度提高作用明顯,油氣體積比由第2周期的0.12提高到第3周期兩段分注的0.22(見表1).A井注氣壓力測試表明,兩段分注的注氣壓差最大為4MPa,平均壓差為1.4MPa,表明封隔器將注氣管與篩管密封,形成相對獨立的注氣腔,能實現(xiàn)分段優(yōu)化注氣.

表1 A井周期生產(chǎn)數(shù)據(jù)

5 結(jié)論

(1)水平井分段優(yōu)化注氣管柱可以形成相對獨立的注氣腔,實現(xiàn)分段優(yōu)化注氣.根據(jù)水平段油藏地質(zhì)特征和動用狀況,可優(yōu)選水平井選段注氣、兩段分注和兩段同注等注氣方式,并需要對封隔器長度、位置等注氣管柱結(jié)構(gòu)和注氣參數(shù)進行優(yōu)化設(shè)計.推薦封隔器有效密封長度為0.04～1.00m.

(2)水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù)可使水平段油藏有效動長度提高70%左右,改善注氣和開采效果明顯.

[1] 馮玉.遼河油田水平井產(chǎn)量影響因素分析[J].油氣田地面工程,2009,28(7):14-15.

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Optimized seperated-section steam injection technology for horizontal wells and its field application/ 2010 ,34( 4) :62 - 66

ZHANG Shou-jun
(Shuguang Oil Recovery Plant, Liaohe Oil fiel d , CNPC, Liaonin g , Panjin 124109 , China)

In order to solve the p roblem of heterogeneous steam injection profile of conventional steam injectionwith insulated tubing , an optimized multi-section horizontal well steam injection technology is introduced , in which steam packers are involved to pack the annular between steam pipe and screen pipe ,and the steam chamber is separated into two or more relative individual sections. Consequently , selectingsection steam injection , separated dual sections or more sections steam injection in sequence andseparated dual sections or more sections steam injection simultaneously , and optimized steam is injectedinto the sections along horizontal reservoir completed with optimized location and length of steam packer, diameter of steam valves and steam injection parameter s , and the suggested sealing length of thethermal packer is 0. 04～1. 0 m. Based on the simulation and field application , itshows thatthe horizontalreservoir recovered well is increased about70 % in average with this technology , the steam injectionprofile is regulated ideally , and significantproduction performance is obtained.

horizontal well ; steam packer ; multi-section optimization ; steam injection

book=4,ebook=338

TE345

A

1000-1891(2010)04-0062-05

2010-05-04;審稿人:張繼成;編輯:關(guān)開澄

黑龍江省高等學(xué)?？萍紕?chuàng)新團隊建設(shè)計劃項目(2009td08)

張守軍(1964-),男,碩士,高級工程師,主要從事采油工程方面的研究.