热采井注入压力影响因素灰色关联分析

林涛，孙永涛，孙玉豹，张卫行，张伟，宋宏志

中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津300450

热采井注入压力影响因素灰色关联分析

林涛，孙永涛，孙玉豹，张卫行，张伟，宋宏志

中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津300450

海上稠油油田采用多元热流体热采技术取得了显著的效果，但有些热采井注入压力高、注入速度低，无法按工艺设计要求实现注入，因而需对目前认识尚不清楚的注入压力影响因素进行研究。文章结合工程实际，通过对现场7口典型井的注入压力及相关数据统计，包括黏度、渗透率、孔隙度、注入速度、静压、水平段长度共6项因素，运用灰色系统理论中的关联分析原理，分析了影响注入压力的各种因素的关联度。对相关的6个影响因素的分析表明，油藏本身的物性条件，如孔隙度、渗透率对注入压力的影响非常大，注入流体的速度和水平段的长度也明显影响注入压力，研究成果为下一步优化多元热流体注入能力提供了技术依据。

海上稠油油田；多元热流体；注入压力；灰色关联；影响因素

0 引言

中国海上油田原油储量丰富，其中稠油储量也较大。对于稠油油田，常规注水冷采开发难以大幅度提高原油采收率，稠油热采是稠油开采的较佳方式[1]。近年来，稠油热采技术开始应用于海上油田，目前主要以多元热流体热采为主。多元热流体热采是一种新型的热采技术，它是通过燃烧产生高温高压的水蒸气、CO2及N2等混合气体进行热采的，具有气体混相驱（氮气驱、二氧化碳驱）和热力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驱）的综合优点[2-4]。在海上油田采用吞吐式热采技术后，其优势更加显著。

随着海上稠油热采技术应用规模的逐步扩大，诸多实际问题逐步暴露出来。对于一些原油黏度较大、储层埋藏相对较深、原始地层压力较大的油藏，吸汽能力低、注汽困难是制约其有效开发的关键因素，表现为热采井的注入压力高、注入速度低，严重影响了热采作业。影响热采井注入压力的因素有哪些，哪些因素是主要的，哪些是次要的，如何治理，都是需要解决的问题。通过统计现场热采井的数据，应用灰色关联理论进行热采井注入压力影响因素的分析，是提出针对性治理技术措施的基础。

1 热采井注入压力统计

1.1 油田概况

渤海湾某稠油油田B区地层原油黏度为450～950 mPa·s，油层发育于明化镇组下段，储层为河流相沉积砂体，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征。该区油水关系复杂，油藏类型众多，以岩性-构造复合油藏为主，区块内的主力砂体边、底水相对较为发育，水体倍数为3～5倍。该油田B区于2005年9月投产，利用天然能量开发，表现出海上特稠油油田典型的“三低特征”[5]：

（1）单井产能低，定向井初期产能仅为18 m3/d，水平井初期产能平均仅为35 m3/d。

（2）采油速度低，高峰采油速度仅为0.3%。

（3）采收率低，预测常规开发采收率仅为4.2%[6]。

1.2 注入压力统计

为提高单井产能，从而提高采油速度和最终采收率，自2008年始，在该区实施多元热流体热采吞吐技术，热采井均为水平井，热采后的单井产能为常规产能的1.5～3.0倍，取得了较好的效果。在现场作业中，能否按照工艺设计完成注入量，注入压力是其中一项关键因素。

热采井热采过程包括注热、焖井、放喷三个阶段，其中注热阶段是向地层注入热流体。注水的研究结果表明，孔隙度、渗透率、流体压力和围压均对注水压力产生影响[7]；同时注热流体过程也是一个注热过程，原油黏度具有随温度增加而大幅度下降的敏感性，所以原油黏度也对注入压力产生影响；另外注入流体的其他性质，如流体的注入速度等也会对注入压力产生影响。

从热采井中选取典型的7口井进行统计，考虑了实际注入压力、黏度、渗透率、孔隙度、注入速度、静压、水平段长度共7项因素，见表1。

表1 热采井注入情况统计数据

2 灰色理论分析

注入压力和多种因素有关，其中主要因素和次要因素目前尚未划分清楚。只有比较准确地认识注入压力的影响因素，才能有针对性地提出治理措施，保障工艺的有效实施。灰色关联分析为解决这个问题提供了一种行之有效的方法。灰色系统理论认为，任何随机过程都在一定幅度范围和一定时区内变化[8]。对注入压力来说，黏度、渗透率、孔隙度等各敏感特性参数不是确定值，而是有一定的变化范围，即灰数。它们作为灰色系统是有整体功能的，具有某种潜在规律。

2.1 确定分析数列

确定反映系统行为特征的参考数列和影响系统行为的比较数列。反映系统行为特征的数据序列，称为参考数列，选择注入压力作为参考数列，反映了黏度、渗透率、孔隙度等6种因素综合作用的结果，记为：

而黏度、渗透率、孔隙度等6项数据则是从某一侧面反映了不同组成的作用效果，故作为比较数列，记为：

2.2 原始数据变换

确定了参考数列、比较数列后，可构成原始数据矩阵，见表2。

由于系统中各因素的物理意义不同，量纲一般也不同，数据取值范围差别较大。因此，原始数据要进行无量纲化处理，可采用均值化方法进行处理，其表达式为：

2.3 关联系数和关联度

式中ξi（k）——第k个时刻比较数列对参考数列的关联系数；

ρ——分辨系数，作用是削弱最大绝对差值太大而失真的影响，提高关联系数之间的差异显著性，一般取值为0～1，这里取ρ=0.5。

在定量分析影响系统发展的主要和次要因素时，对各个时刻的关联系数取平均值，称为关联度[9]。

表2 注入压力影响参数

式中ri——关联度，其值越接近1，表示它们之间的关系越紧密。

通过式（1）～（5）计算各影响因素的关联度大小并排序，见表3。

表3 比较数列与参考数列的关联度

由表3可知，在6项影响因素中，孔隙度（第3项）影响最大，其次为渗透率和注入速度的影响。

还运用了绝对关联度、相对关联度和综合关联度[10]的方法对数据序列进行对比分析，见表4。

表4 关联度及排序

由表4中综合关联度的分析可以看出，在6项影响因素中，渗透率的影响最大，其次为注入速度和水平段长度。

通过采用上述不同的灰色关联分析方法，可知油藏本身的物性条件，如孔隙度、渗透率对注入压力的影响非常大，注入流体的速度和水平段的长度也明显影响注入压力。

在现场，为进一步提高油井的注入能力，应采取相应的措施，在新钻油井时应优化水平段的长度；在油井注热前可采取酸化、注减阻剂等化学方式提高近井地带的油藏物性；在注入压力高时可采取降低注汽排量，或采用多轮次小排量吞吐的方法降低注入压力。

3 结论

在热采井注入压力的众多影响因素中，油藏本身的物性条件，如孔隙度、渗透率对于注入压力的影响非常大，注入流体的速度和水平段的长度也对注入压力有明显影响，通过采用灰色理论确定注入压力的主要及次要影响因素，为后续海上稠油热采多元热流体吞吐优化设计提供了依据。

[1]林涛，孙永涛，马增华，等.多元热流体热采技术在海上探井测试中适应性研究[J].海洋石油，2012，32（2）:51-53.

[2]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.

[3]孙玉豹，孙永涛，林涛.渤海油田多元热流体吞吐自喷期生产控制[J].石油化工应用，2012，31（5）:10-12.

[4]林涛，孙永涛，马增华，等.多元热流体热-气降黏作用初步探讨[J].海洋石油，2012，32（3）:74-76.

[5]黄颖辉，刘东，张风义.南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨[J].石油地质与工程，2012，26（2）:122-124.

[6]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.

[7]梁卫东，姜贵璞，王丽敏，等.砂岩油田合理注水压力的确定[J].大庆石油学院学报，2004，28（4）:42-44.

[8]邓聚龙.灰色理论基础[M].武汉：华中科技大学出版社，2002.122-209.

[9]林涛，孙永涛，刘海涛，等.CO2、N2与蒸汽混合增效作用研究[J].断块油气田，2013，20（2）:246-247，267.

[10]郑军伟.基于灰色系统理论的数据关联度建模及其应用[D]．杭州：杭州电子科技大学，2011.

Grey Correlation Analysis of Factors Affecting Injection Pressure in Thermal RecoveryWells

Lin Tao，Sun Yongtao，Sun Yubao，Zhang Weihang，Zhang Wei，Song Hongzhi
COSLOilfield Optimization R&D Institute，Tianjin 300450，China

It is obvious that remarkable results have been gotten by using multi-component thermal fluid technology for heavy oil recovery in offshore oilfields.However，it is difficult to inject thermal fluid according to the plan，especial for some wells of high injection pressure and low injection speed.Until now the factors affecting injection pressure are not clear.In order to solve this problem，reservoir engineering methods and field data analysis are combined.The relevant statistical data of 7 typical wells are collected，including viscosity，permeability，porosity，injection rate，static pressure and length of horizontal section.The correlation degrees of different factors affecting injection pressure are analyzed by using the principle of correlation analysis in grey system theory.The results show that physical properties of oil reservoir，such as porosity and permeability，have much effect on injection pressure，and injection rate of fluid and horizontal section length have also obvious effect on it.All the study results provide a technicalbasis for later injection capacity optimization of multi-component thermalfluid.

offshore heavy oilfield；multi-component thermalfluid；injection pressure；gray correlation；affecting factor

国家科技重大专项资助项目（2011ZX05026-005-001）

10.3969/j.issn.1001-2206.2014.06.015

林涛（1983-），男，四川成都人，工程师，2008年毕业于大庆石油学院石油工程油气田开发工程专业，硕士，现从事海上油田稠油热采工艺技术方面的研究工作。

2014-04-22