CN111411927A - 一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法，在水平方向渗透率差异明显的地层中，随着生产周期延长，水平井段吸汽不均现象明显，导致低渗区油动用少，高渗区动用多；当吞吐多个周期后，高渗区剩余油减少，此时由均匀注汽调整为冷油区注汽；所述均匀注汽调整为冷油区注汽的最佳调整时机为：当温度变异系数连续下降两周期及以上时，温度变异系数在第N周期结束后达到极小值，那么注汽方式在第N‑1、N、N+1或N+2周期开始前进行调节。该方法可以改善地层非均质或其他不利因素导致的水平段吸汽不均情况，大大提高低渗区油的动用程度，提高油汽比。
Description
技术领域
本发明涉及一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法，属于油气田开发工程技术领域。
背景技术
蒸汽吞吐，即向油层中周期性地注入大量蒸汽，将热量带入地层，蒸汽沿井眼扩散出一定半径，通过热对流和热传导相结合的方式加热地层，焖井一段时间后再进行采油。
但由于水平段蒸汽流动压降和热损失、地层非均质性、注汽工艺和管柱结构等的影响，常规笼统注汽副管注汽主管抽油，“跟趾效应”明显，使得水平井周围地层蒸汽吸收不均衡，严重制约着地层均匀受热和油藏的动用效果。张朝晖等(国内外稠油开发现状及稠油开发技术发展趋势[D].中国石油勘探开发研究院硕士研究生学位论文)对2006年260多口水平井温度测试资料分析，受油层非均质性及周边采出程度影响，水平段动用不均的油井约占水平井总井数80％，单井动用较好的井段约占总井段的1/3～1/2。
针对蒸汽吞吐水平井吸汽不均的情况普遍认为应采用均衡注汽的方法。林军等公开一种水平井双管注汽工艺技术(石油地质与工程，2008(06)：66-68+11.)，该技术是由水平井双管注汽技术和水平井分段注汽技术组成，但是两点式注汽方式主副管同时注汽，仅有两个注汽点，导致蒸汽无法到达水平段中部，造成水平段中部动用程度差，严重影响超稠油水平井开发效果。中国专利文献CN101892827A(CN201010160440.5)公开了一种水平井分段优化注汽方法，该水平段分段注汽技术是在原有注汽管上安装阻隔器、扶正器和分配阀等配套工具，将笼统注汽的一个蒸汽腔分割成多个蒸汽腔，实现水平井段油藏的分段优化注汽。
但是由于阻隔器选段注汽会损失阻隔段产量，投球分段注汽方式先注汽层段焖井时间较长，而多段同注技术要求较高。由此可见，现有均衡注汽技术难以达到预期的效果。
发明内容
本发明为了解决现有技术中存在的，地层非均质时(一般地层渗透率变异系数Vk>0.2时)，随着生产周期延长，水平井段吸汽不均现象明显，导致低渗区油动用少，高渗区动用多；均衡注汽方式水平井周围地层蒸汽吸收不均衡，稠油开采效果差的问题，提供一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法。
冷油区：为了便于描述，本文将在蒸汽吞吐水平井中，由于吸汽不均现象导致低于水平井段平均温度的区域定义为冷油区。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法，对于水平方向渗透率差异明显的地层，当吞吐多个周期后，高渗区剩余油减少，此时由均匀注汽调整为冷油区集中注汽；所述均匀注汽调整为冷油区集中注汽的调整时机为：当水平井段温度变异系数连续下降两个周期及以上时，且温度变异系数在第N周期结束后达到极小值，注汽方式在第N-1、N、N+1或N+2周期开始前进行调节。
将均匀注汽调整为冷油区集中注汽时，日注汽量不变。
优选的，在极小值出现后的第二个周期(N+2)开始前调整筛管位置。在实际生产过程中，无需进行地层模拟试验，即可实现在N+2周期开始前对注汽方式进行调节。
优选的，非均质性越强的地层，调整时机出现的越早。已知某一非均质地层的调整时机(极小值出现的周期N)，对另一非均质地层的调整时机可起到指导、借鉴的作用。
通过模拟地层环境，可对实际生产过程中的调整时机进行预判，即在第N-1、N、N+1周期开始前进行调节。
优选的，当机理模型埋深、平均渗透率、地层渗透率变异系数、孔隙度、初始条件、地层流体物性、传热学参数、水平井注汽和生产参数与实际地层中的参数一致时，通过能够反映实际区块特征的模型判断生产规律，得出极小值出现的大致周期N，实际生产中在第N-1、N、N+1周期开始前调节注汽方式。除完成CMG地质建模必需数据如初始条件、地层流体物性、生产参数等，需依照现场测试数据正确填写传热学参数以得到准确规律。
进一步优选的，通过建立目标区块地质模型，拟合该区块历史生产数据，在此基础上预测生产情况，得出极小值出现的确定周期N，实际生产中在第N-1、N、N+1周期开始前调节注汽方式。应用PETRL软件建立地质模型导入CMG进行历史拟合和生产预测。
蒸汽吞吐通过调整筛管实现，筛管位置由全水平段均匀注汽调整到针对低温井段集中注汽以提高蒸汽利用率。
温度变异系数是反映水平井段的温度离散程度的统计学公式，本发明中用来表示水平段温度差异情况。
变异系数的定义如式1所示：
式1中，Cv—变异系数；
yi—样本值；
n—样本数量。
本发明中的温度变异系数的定义如式2所示：
式2中，VT—温度变异系数；
Ti—射孔点温度；
n—射孔点数量。
温度变异系数VT越大，说明水平井段温度差异
越大，吸汽剖面越不均匀。前期生产中高渗段吸热能力强低渗段吸热能力差，温度变异系数不断增大，中期由于高渗段油大量采出导致含水饱和度升高，由于水的比热容高于油，高渗段温度逐渐下降，温度变异系数降低，极小值意味着高渗段含水很高，油已基本动用，此时调整筛管至低渗段冷油区可实现水平井段均衡动用。
地层平均渗透率
地层渗透率变异系数为0.27时，吞吐两周期后温度变异系数第一次达到极大值，后下降一周期，第四周期吞吐结束后再次达到峰值，后连续下降三个周期，第七周期吞吐结束后，温度变异系数降至极小值9.47，第八周期后再次升高；最佳调整时机为：在蒸汽吞吐第6～9周期开始前调整注汽筛管位置，由水平段均匀注汽调整为冷油区集中注汽。在蒸汽吞吐第9周期开始前调整注汽筛管位置，调整为冷油区注汽，产油量增加32.16％。上述蒸汽吞吐条件为：水平井注汽290m3/d，温度250℃，蒸汽干度0.7的条件下。
地层平均渗透率
地层渗透率变异系数Vk＝0.74时，吞吐两周期后，温度变异系数达到峰值，连续下降两个周期后，第四周期吞吐结束，温度变异系数降至极小值11.86复升高，在蒸汽吞吐第3～6周期开始前调整注汽筛管位置，由水平段均匀注汽调整为冷油区集中注汽。在蒸汽吞吐第4周期开始前，调整为冷油区注汽，产油量增加48％。上述蒸汽吞吐条件为：水平井注汽290m3/d，温度250℃，蒸汽干度0.7的条件下。
本发明实施例提供的一个或者多个技术方案，至少具有以下技术效果：
该方法可以改善地层非均质或其他不利因素导致的水平段吸汽不均情况，大大提高低渗区油的动用程度，提高油汽比。
附图说明
图1是地层渗透率变异系数Vk＝0.27时水平井段温度剖面，横坐标为射孔点地层横向坐标，纵坐标为温度；
图2是Vk＝0.27时，不同蒸汽吞吐周期含油饱和度极差；
图3是Vk＝0.27时，蒸汽吞吐9周期开始前，调整为冷油区注汽后的温度剖面图；
图4是Vk＝0.27时，蒸汽吞吐9周期开始前，调整为冷油区注汽温差变化曲线；
图5是Vk＝0.27时，不同蒸汽注汽方式的周期产油量对比；
图6是Vk＝0.27时，第3周期开始前调整注汽方式后的温度场；
图7是Vk＝0.27时，第9周期开始前调整注气方式后的温度场；
图8是Vk＝0.27时，不同蒸汽吞吐周期调整为冷油区注汽的累积产油量；
图9是Vk＝0.27时，温度变异系数随蒸汽吞吐周期的变化曲线；
图10是Vk＝0.27时，调整注汽方式前，8周期结束含水饱和度场；
图11是Vk＝0.74时，较强非均质地层温变系数随蒸汽吞吐周期的变化曲线；
图12是Vk＝0.74时，不同蒸汽吞吐周期调整为冷油区注汽的增油幅度；
图13是筛管调整前温度剖面测试曲线；
图14是筛管调整后温度剖面测试曲线；
图15是筛管调整示意图。
具体实施方式
本发明提供了一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法，该方法可以改善地层非均质或其他不利因素导致的水平段吸汽不均情况，并且提出温度变异系数概念，用以判断不同地层中的注汽调整时机。蒸汽吞吐稠油开采中，每周期结束后，测量水平段温压曲线，计算温度变异系数，绘制周期温变曲线，温度变异系数达到极值后，高渗区油被大量采出，若不改变注汽方式，造成蒸汽大量浪费，蒸汽利用率低，采出油较少，低渗区无法有效动用；若此时由均匀注汽调整为冷油区注汽，提高冷油区注汽量，可以大大提高低渗区油的动用程度，提高油汽比。
下面分别以Vk＝0.27时和Vk＝0.74时的非均质地层为例，进行蒸汽吞吐中注汽方式的调整，并选择合适的调整时机。
实施例1
一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法，
1)非均质油藏吸汽不均情况严重，水平井段含油饱和度大。(含油饱和度极差R＝Somax-Somin，其中，Somax是区域最大含油饱和度，Somin是区域最小含油饱和度。)如地层渗透率变异系数为0.27时，水平井注汽290m3/d，温度250℃，蒸汽干度0.7的条件下，如图1所示，第3周期结束后，水平井前端低渗区温度较低，后端高渗区温度较高，温度已显现出较明显的前低后高的特征，第7周期进一步加剧，第12周期水平井段吸汽不均现象更加明显，吸汽剖面越来越不规则；温度不均衡导致低渗区油动用较少，高渗区动用较多，含油饱和度极差随周期延长逐渐增大，如图2所示。
2)吞吐多个周期后，高渗区剩余油较少，若不改变注汽方式，前后温度差异随着吞吐轮次增加逐渐增大，大大降低蒸汽利用率。为了实现低渗区与高渗区原油均衡动用，第8周期结束后调整筛管至前端冷油区，低渗区温度迅速升高，水平井段温度趋于均衡，温度剖面较为平整，改善了蒸汽在水平井段的利用效率。
注汽方式调整结果：
1)对温度的影响：9周期结束后前端温度高于后端，实现了温度翻转，如图3所示；随着吞吐轮次增加，前后端温差逐渐降低至负值，如图4，说明冷油区注汽对于调整吸汽剖面起到了较好的作用。
2)对产油量的影响：在第8周期结束后调整注汽筛管位置，明显增大了周期产油量。如图5所示，未调整时周期产油量较低，调整为冷油区注汽后产油量增加了32.16％。未调整时，水平井后端动用程度最高，中间段次之，前段最差；调整为冷油区注汽后，整体动用较为均衡。
调整时机的判断：
在不同时期调整为冷油区注汽后采收率有不同程度的提高，对调整时机进行优化分析。如图6、图7所示，在第3周期开始前调整筛管位置，导致前端温度场发育好，中后端发育差；第9周期开始前调整筛管位置水平井段温度场发育最均衡。早期进行调整无法有效动用高渗区剩余油，随着调整时机后移，累计产油量逐渐增大，峰值出现在6-9周期，到第十一周期时，由于调整时间太晚，累计产油量降低，增油幅度减小，如图8所示。
由于水平井段基于温度场的判定标准对井、对区块并不具有普适性，为了对比水平井段温度分布不均匀程度，依据变异系数公式，提出温度变异系数概念作为其评价指标。温度变异系数越大，说明水平井段温度差异越大，吸汽剖面越不均匀。
每吞吐周期结束测得温压剖面，依据以上公式计算水平井段温度变异系数，变异系数达到极小值时调整筛管位置。温度变异系数VT越大，说明水平井段温度差异越大，吸汽剖面越不均匀。前期生产中高渗段吸热能力强低渗段吸热能力差，温度变异系数不断增大，中期由于高渗段油大量采出导致含水饱和度升高，由于水的比热容高于油，高渗段温度逐渐下降，温度变异系数降低，极小值意味着高渗段含水很高，油已基本动用，此时调整筛管至低渗段冷油区可实现水平井段均衡动用。
不进行任何调整的前提下，周期温度变异系数如图9所示，蒸汽吞吐开始时热量传递少，整体温差较小，之后蒸汽开始波及，高渗储层温度迅速升高，低渗储层升温幅度小，温差迅速增大。吞吐多个轮次后，后端含油被大量采出，含水饱和度大幅升高，由于水的比热容约为稠油比热容的两倍，比热容越大，物质每升高单位温度所需吸收的热量越大，因此后部温度较难有进一步的升高，温差逐渐变小。
吞吐初期，水平井后端高渗储层吸汽量较大，温度较高，前端低渗储层吸汽量较小，温度较低，水平井段温度差异较大，温度变异系数较高。蒸汽吞吐到第3周期后，相对于前端来讲，后端高渗储层剩余油动用程度较高，但由于生产时间较短，高渗储层仍然还有较丰富的剩余油，生产潜力依然很大，如果过早进行调整则会造成开采难度较低的储层资源浪费，不适合调整筛管位置。
吞吐中期(6-9周期)，水平井后端高渗储层剩余油已经明显动用，含水饱和度较高，如图10所示，注汽方式调整之前，8周期吞吐结束后含水饱和度场。由于水的比热是稠油的两倍，因此蒸汽加热地层作用变弱，后端地层温度难以提高，蒸汽波及小，含水高，生产潜力变小，温度变异系数迅速降低，当温度变异系数达到极小值时，即6-9周期，需要将筛管位置调整至前端冷油区，与前述结论相同。
实施例2
当地层非均质程度增大，
Vk＝0.74，水平井注汽290m3/d，温度250℃，蒸汽干度0.7的条件下，温度变异系数较之之前的情况更高，但是总体的变化具有相同的趋势，蒸汽吞吐开始后温度变异系数迅速增大，随着高渗储层的油被大量采出，含水饱和度逐渐增大，后端蒸汽加热地层的作用变小，随着前端温度升高，温度变异系数逐渐变小。如图11，蒸汽吞吐进行到第二周期开始下降，连续下降两个周期后，第四周期时，温度变异系数达到极小值。第四周期温度变异系数是11.96，第五周期是12。
最佳调整时机应在温度变异系数连续下降两周期及以上达到极小值时(第一次出现极小值时)，在较强非均质情况下(Vk＝0.74)，这个调整时机出现在第3～6周期前。
通过在不同周期时对注汽筛管进行调整，得到如图12的各周期调整增油幅度对比图，在第3～6周期时增油幅度最大，验证了判定时机研究的结论。
在蒸汽吞吐过程中，将筛管调整至冷油区注汽提高了产油量，上述两个不同地层非均质条件下注汽方式调整的具体实施例也验证了，最佳调整时机位于温度变异系数连续下降两个周期及以上后第一次达到极小值的周期以及前一周期和后两周期开始前，且非均质强的地层调整时机早于弱非均质地层。
实例
油田1油藏埋深950m，油层厚度8m，平均孔隙度40％，平均渗透率5000mD，初始含油饱和度为0.6，地层非均质，油层条件下原油粘度为2×104mPa.s，油藏原始压力为9.5MPa。
油层内某水平井蒸汽吞吐14个周期，日产油达到峰值后不断下降(日产油峰值是在第一周期)，从温度剖面测试曲线分析(图13)发现该井1180-1260m后半井段吸汽好，采出程度高，前半井段吸汽差，采出程度较低，水平井吸汽不均情况严重。温度变异系数在第六周期吞吐结束达到极大值后连续下降，到第13周期结束降至6.72，14周期结束后回升至6.76，按照温度变异系数达到极小值时的调整办法，在15周期开始前即调整筛管位置至前半段。筛管调整方式如图15所示，由均衡注汽调整为冷油区注汽，1040-1140m低于水平段平均温度，为冷油区，上周期即14周期筛管位于1074.7m、1104.5m、1133.7m、1191.2m四处，在本周期即15周期开始前筛管位置调整至1080m、1110m、1140m三处。
吞吐一周期后测试温压剖面(图14)，发现该井层间动用比较平均，基本实现了均衡动用，改善了蒸汽吞吐开发效果。日产油由14周期的0.5t/d提高到15周期的3.4t/d。
实际生产过程中，调整时机只能是温度变异系数达到极小值的后两个周期开始前进行调整。比如，本实例中，温度变异系数达到极小值时是第13周期结束，但是第14周期结束才能判断是否是极小值，因此开始调整时机为15周期开始前。
Claims (6)
1.一种蒸汽吞吐过程中注汽方式的调整方法，其特征在于，对于水平方向渗透率差异明显的地层，当吞吐多个周期后，高渗区剩余油减少，此时由均匀注汽调整为冷油区集中注汽；所述均匀注汽调整为冷油区集中注汽的调整时机为：当水平井段的温度变异系数连续下降两个周期及以上时，且温度变异系数在第N周期结束后达到极小值，注汽方式在第N-1、N、N+1或N+2周期开始前进行调节。
2.根据权利要求1所述的调整方法，其特征在于，所述调整时机为极小值出现后的第二个周期开始之前，即在第N+2周期之前。
3.根据权利要求1所述的调整方法，其特征在于，非均质性越强的地层，调整时机越早。
4.根据权利要求1所述的调整方法，其特征在于，当机理模型埋深、平均渗透率、地层渗透率变异系数、孔隙度、初始条件、地层流体物性、传热学参数、水平井注汽和生产参数与实际地层中的参数一致时，通过能够反映实际区块特征的模型判断生产规律，得出极小值出现的大致周期N，实际生产中在第N-1、N、N+1周期开始前调节注汽方式。
5.根据权利要求4所述的调整方法，其特征在于，通过建立目标区块地质模型，拟合该区块历史生产数据，在此基础上预测生产情况，得出极小值出现的周期N，实际生产中在第N-1、N、N+1周期开始前调节注汽方式。
6.根据权利要求1～5任一项所述的调整方法，其特征在于，温度变异系数的定义如式2所示：
式2中，VT—温度变异系数；
Ti—射孔点温度；
n—射孔点数量。
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- 2020-03-30 CN CN202010239579.2A patent/CN111411927B/zh active Active
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