稠油水平井分段完井分段注汽技术研究与应用

罗 欢

（中国石油长城钻探公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）

辽河油田是全国最大的稠油生产基地，自“九五”以来，利用水平井热采技术开发稠油、超稠油取得了显著成效，目前油区热采水平井已进入开发中后期，水平段动用不均、过早见汽/水的开发矛盾凸显，稳产压力巨大。据统计：受油藏非均质性、水平段长度、周边采出程度等因素影响，85%以上的水平井1/3～1/2的水平段存在动用不均的现象，且绝大部份井存在一定程度的汽窜和水脊问题，严重影响采收率和开发效益[1-3]。当前水平井注汽采油技术仍是辽河稠油主产区（曙采、特油、金海、锦采）开发的主要动产方式，如何调整蒸汽、稠油和底水的流入/流出动态，改善注汽效果，提高油藏动用程度是稠油稳产急需解决的关键问题。

近年来，辽河油田通过改善注汽工艺，应用双管或多点注汽技术一定程度上弥补了原始笼统注汽的弊端，但因未从根本上解决筛管裸眼封堵、注汽量优化分配和水平井过早见汽/水的根本问题，使得注汽井蒸汽热效率低、生产井稳油控汽/水能力差、有效生产时间短、水平段动用不均调解能力不足[4-8]。为此，围绕热采水平井“完井方式单一、注汽不均、水平段动用差、单井产量低”等开发难题，针对不同地质及井况条件，通过水平井分段完井工艺研究，以及耐高温管外封隔器和耐高温注汽封隔器等关键工具的研制，形成了稠油热采水平井分段完井分段注汽技术，实现了分段同采开发效果，扩大了储层动用长度，水平段均匀动用程度明显改善。

1 分段完井分段注汽技术概述

稠油热采水平井分段完井分段注汽技术是在完井时，根据测井曲线和储层渗透率等物性参数差异，利用耐高温管外封隔器等核心工具，配套井筒流入控制技术和管内分段注汽技术，选择泥岩或低物性段位置下入耐高温管外封隔器，将水平井段筛管外与油层裸眼之间分隔成两段或多段腔室，实现高温条件下（350℃）水平裸眼段储层封隔和分段，形成独立的、可分别作业的储层段（见图1），并根据各储层段注汽量和井筒生产压降的实际需求，配比注汽和优化井筒压降，降低储层非均质性对注汽的有害影响，改善油藏动用不均状况，提高注汽热效率，同时为边、底水的控制奠定完井基础，该技术适用于任何地质条件下的分段注汽，大大提高了水平段动用程度。

图1 储层均衡动用示意图

2 数值模拟研究

2.1 分段完井核心工具数值模拟

稠油热采工艺注汽温度最高可达350℃，注汽压力可达17MPa，因其高温环境有利于热膨胀力的应用，所以热敏式封隔工具是实现稠油热采管外封堵功能的核心工具。

为保障密封件满足工具性能要求，借助高温高压实验装置测试优选的密封件温度与密封压力、形变量与密封压力线性规律。采用的数值模拟的方4环50mm，压板50mm，胶筒初始外径130mm，井眼外径159mm，橡胶摩擦系数0.3，钢摩擦系数0.1；不同弹性模量下（见表1），用多大的力胶筒能胀封，例如设定胶筒的弹性模量是98MPa，那么75mm×130mm×200mm规格的胶才能使胶筒胀封，经过数值模拟可知胶筒膨胀时温度约140℃～180℃，159.6mm模拟井眼，密封承压大于4～9MPa，约2t推力时，壁面接触力最大0.5t以上。同时用ANSYS模拟软件模耐高温注汽封隔器承受20t、60t、80t拉力作用下的力学性能见图2，工具的性能指标强度校核与分析满足井下高温高压需求。

表1 密封件弹性模量数值表

图2 主体压力云载荷轴向60t时应力云图

2.2 分段完井分段注汽数值模拟研究

稠油水平井热采开发过程中主要以笼统注汽、多点注汽、分段注汽三种注汽方式为主，但每种注汽方式都有其不同油藏的适应性并存在一定技术局限，为了验证稠油水平井储层单元划分及单元优化控制方案的可行性，需要验证这三种注汽方式在相同地质条件下对水平段储层动用程度的影响，明确三种注汽方式影响储层动用的主控因素，为分段完井、分段注汽试验应用以及数值模拟提供理论依据，因此在相同工况下，对笼统、多点、分段三种注汽方式进行数值模拟，根据井筒周围温度分布云图对三种注汽方式的效果进行分析比较，并给出目标因素优选建议。选用CMG商业数值模拟软件稠油水平井笼统注汽方式数值模拟设计8个方案、稠油水平井多点注汽方式数值模拟设计10个方案、稠油水平井分段注汽方式数值模拟设计9个方案。

2.2.1 建立模型

依据辽河油田稠油开采区块地质参数特征，并结合稠油水平井结构特点以及稠油注汽开采实际情况，根据研究的需要，油层长度600m，油层宽度300m，油层厚度30m。模型中设置一口水平井，井筒长度300m，采用筛管完井。蒸汽吞吐开采。油藏埋深500m，原始油层压力3.0MPa，原始油层温度56℃。孔隙度、渗透率和含油饱和度均为非均质。孔隙度最大为0.28，最小为0.23。渗透率最大为1300mD，最小为500mD。含油饱和度最大为0.6，最小为0.55，详细信息见表2。

表2 地质模型基础参数

根据以上参数，建立CMG模型，根据研究的需要，模型的物性分布设置为非均质的，其中CMG地质模型渗透率分布剖面如图3所示。

图3 CMG地质模型渗透率分布剖面

在建模过程中，合理的网格设计非常重要。一方面，为了节省计算机资源，网格数目应尽可能少；另一方面，为了控制地质体的形态及保证模型精度，网格又不能过少。根据质量要求和模型特征，地质模型采用的网格数是60×33×15，共有29700个网格，I方向网格尺寸为10m，J方向采用大小不均匀的网格，离井最近的5个网格是3m，往外依次是5m和15m。这样既保证了近井地带流场模拟精度的需要，又能尽量提高计算速度。岩石流体热物性参数、流体模型、相渗曲线及初始化数据参考，本次研究没有针对具体区块，依据辽河油田稠油开采区块流体参数特征，并结合稠油注汽开采实际情况，确定了参数取值。

2.2.2 开发方式及工作制度

模型中设置一口水平井，蒸汽吞吐开采。基础模型的生产井定产液速度100m3/d，最小井底流压500kPa。注汽井注汽温度250℃，注汽干度0.69，注汽速度192m3/d（8000kg/h），最大井底流压8000kPa。模拟1个周期，注汽20d，闷井5d，采油340d。分别研究笼统注汽、多点注汽、分段注汽三种注汽方式对温度场（过水平井筒剖面）、压力场、开发效果的影响规律。

其中多段注汽方式3段注汽管柱设计，3段注汽管柱的第1注汽点孔眼直径7.5mm，第2注汽点孔眼直径8.5mm，第3注汽点孔眼直径9.5mm。8点注汽管柱设计，第1注汽点孔眼直径7.50mm，第2注汽点孔眼直径7.78mm，第3注汽点孔眼直径8.07mm，第4注汽点孔眼直径8.35mm，第5注汽点孔眼直径8.64mm，第6注汽点孔眼直径8.92mm，第7注汽点孔眼直径9.21mm，第8注汽点孔眼直径9.50mm。

2.2.3 稠油水平井不同注汽方式结果对比

在前述研究的基础上，对比不同注汽方式（笼统注汽、5点注汽和3段注汽）的影响规律。改变注汽方式，分别取笼统注汽、5点注汽和3段注汽，研究不同注汽方式对温度场（过水平井筒剖面）、压力场、开发效果的影响规律。考察模拟期末的温度剖面、压力剖面和产油变化曲线，见图4。

图4 不同注汽方式对温度剖面的影响

稠油水平井不同注汽方式研究中，在考察的注汽方式范围内（笼统注汽、五点注汽、三段注汽）：①过水平井筒剖面的温度剖面，三段注汽最均匀；②过水平井筒剖面的压力剖面，三段注汽最均匀；③日产油峰值最高的是笼统注汽，其次是三段注汽，但是累产油量最多的是五点注汽。

3 实例计算

为完成某一区块稠油油藏分段完井分段注汽技术方案，需根据油藏温度、厚度、渗透率等情况进行完井参数优化设计，要对油藏与井筒换热及井筒流动进行计算，实现各段注汽量、采油量的优化分配，达到最优注采效果。

通过创建新型地层—井筒多参数耦合模型，开发的“稠油分段注汽完井参数优化设计软件”，为水平井热采完井方案的优化设计提供了理论抓手。辽河金海采油厂某井生产情况见表3，该井完钻井深1888m，悬挂点位置1675.67m至水平段入口点1660.2m下入∅177.8mm筛管，1660.2～1670.28m下入∅177.8mm光管，1670.28～1887.06m段下入筛管。采用优化软件设计了该井均衡注汽方案：通过模拟直井段和水平段热损失和热力半径，模拟蒸汽入流剖面，预测蒸汽锥进程度，优化分隔位置及段长，优化注汽阀位置和计算注汽量。金海采油厂某井细化分段优化后结果如图5所示。

图5 金海采油厂某井细化分段优化后结果

表3 辽河金海采油厂某井生产情况

为提高注入效率，需对注汽管柱进行结构参数（注汽阀尺寸）优化设计，从而实现均匀的注入剖面，提高蒸汽驱油产量。以保证加热剖面足够均匀为目标，结合井筒附近渗透率分布情况，进一步细化分段结果，优化注汽阀尺寸优化设计，优化结果如表4所示。

表4 优化后均衡注蒸汽过程模拟计算结果

通过图6可以看到，通过注汽阀尺寸优化，加热带半径明显增大，日产油量也得到了提高，可以证明该软件的计算精度满足现场工艺要求。

图6 优化后均衡注蒸汽过程模拟计算结果

4 结论

（1）稠油热采水平井分段完井分段注汽技术可根据水平段动用情况分段独立注汽，从而有效改善水平段的吸汽剖面，提高了水平井均匀动用程度，提升了水平井开发效果，为老油田稠油难采难动用储量开发提供了一项新的有效手段。

（2）本次研究主要侧重于测试CMG数值模拟软件对不同注汽方式的模拟能力，但是由于本次研究基于机理模型，模型本身的非均质性不够突出，封隔器和孔板的位置、数量及参数配置都没有充分优化，因此研究结果中没有充分体现出注汽配汽阀的作用。

（3）建议下一步在现场实际模型上，针对汽窜严重或水平段动用不均匀的井进行注汽配汽阀的参数优化研究，有针对性地解决稠油水平井开发过程中遇到的实际问题。