稠油油藏?zé)崃ε菽瓘?fù)合驅(qū)數(shù)值模擬研究

王 敬，劉慧卿，王增林，，彭國紅，，賴書敏

(1.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 中國石油大學(xué)，北京 102249;2.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257001)

稠油油藏?zé)崃ε菽瓘?fù)合驅(qū)數(shù)值模擬研究

王 敬1，劉慧卿1，王增林1，2，彭國紅1，2，賴書敏2

(1.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 中國石油大學(xué)，北京 102249;2.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257001)

以河南油田某區(qū)塊為例，研究了蒸汽吞吐開發(fā)后儲層地質(zhì)特征，并進(jìn)行了蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱力泡沫復(fù)合驅(qū)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)。研究發(fā)現(xiàn)，蒸汽吞吐結(jié)束后儲層中仍有大量的剩余油，主要集中在油藏下部儲層和距離井點(diǎn)較遠(yuǎn)的區(qū)域;蒸汽吞吐后，儲層平均壓力大幅降低，有利于蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)、蒸汽氮?dú)馀菽?qū)接替技術(shù)的開展;油藏上部儲層溫度大幅升高并在井間形成有效熱連通通道，利于熱力泡沫復(fù)合驅(qū)過程中泡沫流體封堵上部儲層，改善吸汽剖面。對該區(qū)塊進(jìn)行方案優(yōu)化設(shè)計(jì)，蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱力泡沫復(fù)合驅(qū)最佳氣液比為2∶1，最佳注入量為0.1 PV，最佳注入方式為段塞式注入，同時(shí)發(fā)泡方式宜采取地上發(fā)泡－伴隨注入。

稠油油藏;熱力泡沫;數(shù)值模擬;提高采收率;蒸汽驅(qū);蒸汽吞吐

引 言

蒸汽驅(qū)和蒸汽吞吐技術(shù)是目前開發(fā)稠油油藏的主要手段，但在注蒸汽開發(fā)中后期， “汽竄”現(xiàn)象嚴(yán)重。為有效解決注蒸汽過程中出現(xiàn)的“超覆”和“汽竄”問題，國內(nèi)外專家研究了各種控制蒸汽竄流或提高蒸汽體積波及系數(shù)的新技術(shù)［1－3］。利用發(fā)泡劑產(chǎn)生泡沫降低蒸汽流度的技術(shù)顯示出較大的潛力，即所謂的熱力泡沫復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)。從研究熱力泡沫復(fù)合驅(qū)提高采收率機(jī)理著手，結(jié)合國內(nèi)典型稠油油藏開發(fā)歷程，通過數(shù)值模擬方法研究了蒸汽吞吐開發(fā)后油藏的特征，并根據(jù)油藏實(shí)際開發(fā)中存在的問題進(jìn)行了蒸汽氮?dú)馀菽瓘?fù)合驅(qū)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。

1 熱力泡沫復(fù)合驅(qū)機(jī)理研究

1.1 熱力采油方法存在的問題

稠油油藏開發(fā)初期一般采用蒸汽吞吐方式，但蒸汽吞吐只能采出井點(diǎn)附近有限區(qū)域內(nèi)的原油，井間存在大量蒸汽難以波及的死油區(qū)。隨著蒸汽吞吐輪次增加和加熱區(qū)含油飽和度的降低，開發(fā)效果逐漸變差，油藏進(jìn)入低效或無效吞吐階段，原油采收率只有10% ～20%［4］。隨著技術(shù)的進(jìn)步，油藏條件的變化，蒸汽驅(qū)開采標(biāo)準(zhǔn)逐步放寬，蒸汽驅(qū)開采領(lǐng)域擴(kuò)大，蒸汽驅(qū)技術(shù)將成為稠油蒸汽吞吐的主要接替方式。但是單一的蒸汽、油和水的滲流過程中，由于蒸汽與油水密度差異懸殊，重力分離作用導(dǎo)致注入蒸汽在儲層中“超覆”流動，即蒸汽在油層上部流動，波及體積非常低，并且該現(xiàn)象隨油層厚度增加而加劇;蒸汽黏度明顯低于原油黏度，因此蒸汽驅(qū)時(shí)會出現(xiàn)嚴(yán)重的黏性指進(jìn)，在非均質(zhì)油藏中甚至?xí)霈F(xiàn)蒸汽竄流，導(dǎo)致蒸汽大量損失和體積波及系數(shù)降低，采收率大大降低，蒸汽驅(qū)階段采收率僅為20%～30%。

1.2 熱力泡沫復(fù)合驅(qū)提高采收率機(jī)理

熱力泡沫復(fù)合驅(qū)是在蒸汽驅(qū)的同時(shí)向地層內(nèi)注入地面預(yù)制的泡沫或者向地層內(nèi)注入非凝析氣體和耐高溫表面活性劑，使其在地層內(nèi)產(chǎn)生泡沫進(jìn)行復(fù)合驅(qū)替開采稠油的一種開發(fā)方式［5］。因此，熱力泡沫復(fù)合驅(qū)兼?zhèn)淞苏羝?qū)和泡沫驅(qū)的優(yōu)點(diǎn)，對改善稠油油藏開發(fā)效果意義重大。熱力泡沫復(fù)合驅(qū)提高采收率機(jī)理主要包括［6－10］:泡沫流體降低蒸汽的流度，控制蒸汽汽竄和改善油層吸汽剖面;隨蒸汽注入的表面活性劑降低油水界面張力，改善潤濕性，降低殘余油飽和度;泡沫使注入井附近壓力升高，減小蒸汽額外的熱損失，提高蒸汽的利用率;氮?dú)馐且环N非凝析氣體，受溫度影響較小，可以擴(kuò)大蒸汽及熱水帶的加熱體積，促進(jìn)溶劑擴(kuò)散;泡沫具有良好的選擇性調(diào)剖性能，可以實(shí)現(xiàn)“堵大不堵小”、“堵水不堵油”的效果。

2 熱力泡沫復(fù)合驅(qū)數(shù)值模擬研究

河南油田某稠油區(qū)塊平面和縱向非均質(zhì)性較嚴(yán)重，平均滲透率級差達(dá)到6.0以上。蒸汽吞吐開發(fā)后期存在采出程度高、自然遞減率逐年加大、地層壓力下降幅度大、汽侵干擾嚴(yán)重等問題，蒸汽吞吐開發(fā)效果變差，熱利用率低。依據(jù)稠油油藏地質(zhì)條件及蒸汽吞吐開采狀況，在該區(qū)塊選取5個(gè)蒸汽驅(qū)試驗(yàn)井組，為防止蒸汽過早竄流和黏性指進(jìn)，擬采用蒸汽泡沫復(fù)合驅(qū)技術(shù)，抑制蒸汽竄流，擴(kuò)大體積波及系數(shù)，從而提高蒸汽驅(qū)采收率。

2.1 地質(zhì)模型

該區(qū)塊含油面積為0.86 km2，石油地質(zhì)儲量為71.3×104t，儲層埋藏深度為220 m，平均有效厚度為5.8 m，孔隙度為0.31，滲透率為1 382×10－3μm2，地面脫氣原油密度為970 kg/m3，油藏溫度為26℃，脫氣原油黏度為7 900 mPa·s。根據(jù)地質(zhì)解釋數(shù)據(jù)，將油藏沿縱向劃分為3個(gè)小層，頂、底層為油層，中間為夾層。選取平面角點(diǎn)網(wǎng)格，數(shù)值模擬總節(jié)點(diǎn)數(shù)為40×40×3，原油黏溫特性數(shù)據(jù)見表1。

表1 原油黏溫特性數(shù)據(jù)

根據(jù)油田提供的基礎(chǔ)資料，對模擬區(qū)實(shí)際生產(chǎn)動態(tài)資料進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，包括模擬區(qū)內(nèi)日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、日注汽量、累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)水量、累計(jì)注汽量等動態(tài)數(shù)據(jù)。據(jù)此對全區(qū)和單井生產(chǎn)歷史進(jìn)行擬合，得到了精度較高的動態(tài)歷史擬合結(jié)果。

2.2 蒸汽吞吐開發(fā)后地質(zhì)特征

蒸汽吞吐開發(fā)后，儲層飽和度場、壓力場和溫度場都會發(fā)生較大變化，認(rèn)識蒸汽吞吐開發(fā)后地質(zhì)特征對進(jìn)一步開展蒸汽泡沫復(fù)合驅(qū)方案優(yōu)化具有指導(dǎo)意義。

2.2.1 剩余油分布特征

圖1 蒸汽吞吐后頂、底層含油飽和度分布

儲層開發(fā)前初始含油飽和度為0.65左右，蒸汽吞吐后頂、底層含油飽和度分布見圖1。由單層剩余油分布場可以看出:蒸汽吞吐生產(chǎn)后，井點(diǎn)周圍含油飽和度下降幅度較大，但是距離井點(diǎn)較遠(yuǎn)的位置含油飽和度依然較高;從縱向上看，頂層含油飽和度下降幅度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于底層，即蒸汽吞吐時(shí)由于超覆作用存在導(dǎo)致底層開發(fā)效果較差;總體來看，蒸汽吞吐后剩余油儲量依然非常豐富，有進(jìn)一步開發(fā)價(jià)值。

2.2.2 壓力分布特征

初始狀態(tài)油層壓力在1～4 MPa范圍內(nèi)，蒸汽吞吐后頂、底層壓力分布見圖2?？梢钥闯?蒸汽吞吐結(jié)束后油層平均壓力下降到0.3～2.5 MPa范圍內(nèi)，壓力下降明顯，油層壓力大幅下降為后期蒸汽吞吐轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)、蒸汽氮?dú)馀菽?qū)開發(fā)方式創(chuàng)造了有利條件。

圖2 蒸汽吞吐后頂、底層壓力(kPa)分布

2.2.3 溫度場分布特征

油藏初始溫度為26℃左右，蒸汽吞吐后頂、底層溫度分布圖見圖3。從圖3中可以看出，底層溫度有一定幅度的上升，但主要集中在生產(chǎn)井周圍，這是由于蒸汽吞吐的超覆作用造成的;頂層生產(chǎn)井周圍溫度在蒸汽吞吐結(jié)束后上升至80℃左右，而且很多生產(chǎn)井之間已經(jīng)形成了有效的熱連通通道。這些有效熱連通通道有利于蒸汽吞吐結(jié)束后轉(zhuǎn)蒸汽氮?dú)馀菽瓘?fù)合驅(qū)過程中泡沫流體封堵上部儲層，改善吸汽剖面。

圖3 蒸汽吞吐后頂、底層溫度(℃)分布

2.3 熱力泡沫復(fù)合驅(qū)開發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.3.1 氣液比

氣液比分別設(shè)定為1 ∶4、1 ∶2、1 ∶1、2 ∶1;段塞大小為0.1 PV(氣竄通道孔隙體積);發(fā)泡劑質(zhì)量濃度為0.5%;蒸汽注入速度為60 m3/d，氮?dú)獾叵伦⑷胨俣葹?0 m3/d。數(shù)值模擬研究結(jié)果見圖4。可以看出，氣液比較低時(shí)隨著氣液比的增大，累計(jì)產(chǎn)油增加。當(dāng)氣液比為2∶1時(shí)效果最好，累計(jì)增油1 210.1 m3;當(dāng)氣液比繼續(xù)增大至4∶1時(shí)，累計(jì)增油減少。

2.3.2 注入量

圖4 不同氣液比時(shí)增油量

注入泡沫段塞大小分別選為 0.10、0.15、0.20、0.25倍汽侵體積，發(fā)泡劑質(zhì)量濃度為0.5%;蒸汽注入速度為60 m3/d，氮?dú)獾牡叵伦⑷胨俣葹?20 m3/d。數(shù)值模擬研究結(jié)果見圖5。可以看出，隨著氮?dú)馀菽⑷肓吭黾?，累?jì)增油量逐漸上升，但當(dāng)注入量超過0.1 PV后，增油幅度明顯降低，從經(jīng)濟(jì)效益考慮選擇注入0.1 PV段塞比較合適。

2.3.3 注入方式

注入方式包括連續(xù)注入和段塞注入，2種注入方式均模擬到氮?dú)馀菽行诮Y(jié)束為止。模擬結(jié)果表明，連續(xù)注入增油量為784.6 m3，段塞注入增油量為1 282.0 m3?？梢?，將一個(gè)較大的氮?dú)馀菽稳殖扇舾尚〉亩稳⑷氲貙釉鲇托Ч?，因此注入方式采用段塞注入?/p>

圖5 不同注入量時(shí)增油量

2.3.4 發(fā)泡方式

氮?dú)馀菽ǔＳ?種發(fā)泡方式:①地上發(fā)泡－伴隨注入，即氮?dú)夂桶l(fā)泡劑在地面上發(fā)泡再和蒸汽一起注入地層;②地上發(fā)泡－分段注入，即氮?dú)夂桶l(fā)泡劑在地面發(fā)泡，并且注入泡沫段塞時(shí)暫停注入蒸汽，將泡沫段塞注完后接著注入蒸汽;③地下發(fā)泡－伴隨注入，即將氮?dú)?、發(fā)泡劑和蒸汽一起注入地層，在地下發(fā)泡;④地下發(fā)泡－分段注入，即先將氮?dú)夂桶l(fā)泡劑一起注入地層，接著再注入蒸汽。數(shù)值模擬研究不同發(fā)泡方式下的增油效果，可以知道，采用地上發(fā)泡－伴隨注入累計(jì)增油1 282 m3，地上發(fā)泡－分段注入累計(jì)增油1 245 m3，地下發(fā)泡－伴隨注入累計(jì)增油1 168.8 m3，地下發(fā)泡－分段注入累計(jì)增油1 065 m3。地上發(fā)泡－伴隨注入增油最多，因此選擇此種發(fā)泡方式注入。

3 結(jié)論

(1)熱力泡沫復(fù)合驅(qū)可改善吸汽剖面，有效抑制蒸汽超覆和竄流，提高熱能利用效率;注入的表面活性劑既可以生成穩(wěn)定的泡沫，又可以降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率;泡沫具有良好的選擇性封堵作用可增加波及系數(shù)，改善稠油油藏開發(fā)效果。

(2)蒸汽吞吐后，上部儲層動用程度較高，含油飽和度下降幅度較大，整體看來仍有大量的剩余油，主要集中在油藏下部儲層和距離井點(diǎn)較遠(yuǎn)的區(qū)域;地層平均壓力大幅降低，有利于蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)技術(shù)的實(shí)施;上部儲層溫度大幅升高，許多井點(diǎn)間形成了有效的熱連通通道，有利于蒸汽吞吐結(jié)束后轉(zhuǎn)蒸汽氮?dú)馀菽瓘?fù)合驅(qū)過程中泡沫流體封堵上部儲層，改善吸汽剖面。

(3)該區(qū)塊在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱力泡沫復(fù)合驅(qū)時(shí)最佳氣液比為2∶1，最佳注入量為0.1 PV，最佳注入方式為段塞式注入，同時(shí)發(fā)泡方式宜采取地上發(fā)泡－伴隨注入。

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Numerical simulation of thermal－foam flooding for heavy oil reservoirs

WANG Jing1，LIU Hui－ qing1，WANG Zeng － lin1，2，PENG Guo － hong1，2，LAI Shu － min2
(1．MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
2．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong257001，China)

The geological characteristics of Henan oilfield after steam stimulation have been studied．It is found that after steam stimulation，there is still a large amount of remaining oil in the lower part of the reservoir and locations far away from well point;the mean reservoir pressure decreases significantly and is conducive to converting to steam flooding or steam－nitrogen foam flooding;meanwhile，the significant temperature rise in the upper part of the reservoir and the effective heat communication formed between wells are good for foam fluid to seal up upper reservoir during thermal－foam flooding process to improve steam entry profile．The program of converting to thermal－foam flooding after steam stimulation is optimized．It is determined that the optimum gas－liquid ratio is 2 ∶1;the optimum injection volume is 0.1PV;the optimum injection mode is slug injection，and the appropriate foaming method is ground foaming and incidental injection．

heavy oil reservoir;thermal－foam;numerical simulation;enhanced oil recovery;steam flooding;steam stimulation

TE345

A

1006－6535(2011)05－0075－04

20110225;改回日期20110620

國家科技重大專項(xiàng)“熱力開采后稠油油藏提高采收率技術(shù)”(2009ZX05009－004－05)

王敬(1985－)，男，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為中國石油大學(xué)(北京)在讀博士研究生，主要從事滲流機(jī)理，提高采收率等方面研究。

編輯 姜 嶺