煙道氣輔助蒸汽吞吐油藏適應(yīng)性研究

劉東 李云鵬 張風(fēng)義 張雷 張彩旗

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)

煙道氣輔助蒸汽吞吐油藏適應(yīng)性研究

劉東 李云鵬 張風(fēng)義 張雷 張彩旗

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院)

稠油熱采的開發(fā)效果不僅與熱采方式有關(guān)，同時(shí)也與注入的熱介質(zhì)關(guān)系密切。利用油藏?cái)?shù)值模擬方法對(duì)比了不同地層和注熱參數(shù)條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐與純蒸汽吞吐的開發(fā)效果，并對(duì)煙道氣輔助蒸汽吞吐增產(chǎn)效果的影響因素進(jìn)行了敏感性分析，總結(jié)出了煙道氣與蒸汽混注吞吐的油藏條件。渤海某稠油油田礦場實(shí)踐表明，煙道氣輔助蒸汽吞吐可改善該油田稠油開發(fā)效果，其產(chǎn)能是常規(guī)開采產(chǎn)能的2～3倍。

煙道氣輔助蒸汽吞吐海上稠油稠油熱采敏感性分析數(shù)值模擬

目前國內(nèi)稠油熱采是以吞吐方式為主，蒸汽是吞吐的主要熱介質(zhì)［1］。由于注汽過程中的沿程熱損失較大，單純通過提高周期注汽量來提高蒸汽吞吐的增產(chǎn)效果易受到經(jīng)濟(jì)油汽比的限制，目前較可行的辦法是在相同的注汽量下通過混注非凝析氣來改變油層中流體的分布，提高油層受熱范圍，改善開發(fā)效果［2］。國內(nèi)外室內(nèi)和礦場試驗(yàn)研究都表明，在注入蒸汽的同時(shí)注入煙道氣(約含85%N2和15% CO2)，通過多種介質(zhì)的協(xié)同作用來開采原油，是改善深層稠油油藏注蒸汽開采效果的有效方法［3］。目前渤海稠油熱采采用多元熱流體吞吐技術(shù)，即在注入蒸汽的過程中混注煙道氣，利用多種介質(zhì)的協(xié)同作用開采原油。由于多元熱流體吞吐技術(shù)開采機(jī)理復(fù)雜，不同油藏參數(shù)條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐的開發(fā)效果不同。本文通過油藏?cái)?shù)值模擬方法，首先對(duì)比了不同地層和注熱參數(shù)條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐和蒸汽吞吐的開發(fā)效果，然后對(duì)煙道氣輔助蒸汽吞吐增產(chǎn)效果的影響因素進(jìn)行了敏感性分析，總結(jié)出了適合煙道氣輔助蒸汽吞吐的油藏條件，為該項(xiàng)技術(shù)在渤海稠油油田的推廣應(yīng)用提供指導(dǎo)。渤海某稠油油田礦場實(shí)踐表明該項(xiàng)技術(shù)可改善海上稠油開發(fā)效果。

1煙道氣增產(chǎn)機(jī)理

在注汽過程中，蒸汽的波及體積影響開發(fā)效果。由于蒸汽與原油的密度和粘度差異很大，蒸汽總是上浮到油層頂部，超覆在原油之上，從而影響波及體積(圖1a)。

蒸汽前緣形狀常用與注汽速度、原油粘度、蒸汽和原油密度、滲透率等相關(guān)的無因次形狀因子參數(shù)組ARD來表征，且ARD值越大，垂向波及體積越大; ARD值越小，蒸汽超覆越嚴(yán)重，垂向波及體積越小。ARD的數(shù)學(xué)表達(dá)式［4］為

式(1)中:μs為蒸汽溫度下地層原油粘度，mPa·s;is為蒸汽注入速率，kg/s;ρs、ρo為蒸汽和原油的密度，kg/m3;h為油層總厚度，m;Ks為蒸汽的滲透率，D。

圖1 注汽過程中蒸汽前緣示意圖

有關(guān)研究［5-6］表明，通過在注入蒸汽的同時(shí)混注煙道氣，可在相同的注汽速度下改善蒸汽前緣形狀，從而增大蒸汽垂向波及體積(圖1b)。數(shù)值模擬研究表明，煙道氣輔助蒸汽吞吐形成的加熱腔體積是蒸汽吞吐的2倍，在蒸汽中混注煙道氣可使平均地層壓力升高約1.0 MPa［7］。實(shí)驗(yàn)表明，在180℃下，N2可使稠油粘度降低10%，而CO2可使稠油粘度降低近50%;油氣之間的界面張力比油水之間的界面張力低近70%。

2不同油藏參數(shù)條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐開發(fā)效果分析

2.1 基礎(chǔ)模型的建立

采用CMG數(shù)值模擬軟件中STARS熱采和組分模塊進(jìn)行模擬，所建立的基礎(chǔ)模型網(wǎng)格系統(tǒng)為41× 41×14，網(wǎng)格步長10 m×10 m×1 m;基礎(chǔ)模型中使用的巖石流體及熱物性參數(shù)見表1。表2所示的油藏參數(shù)均為渤海某稠油油田的典型數(shù)據(jù)。

表1 渤海某稠油油田巖石流體及熱物性參數(shù)

表2 渤海某稠油油田典型油藏參數(shù)

利用基礎(chǔ)模型模擬2種熱采方式:①蒸汽吞吐。注入240℃蒸汽，井底蒸汽干度為0.4，注入速度為200m3/d，注熱20 d，燜井5 d，生產(chǎn)340 d，吞吐10個(gè)周期。②煙道氣輔助蒸汽吞吐。在注入蒸汽的同時(shí)注入煙道氣(85%N2和15%CO2)，注氣速度為104m3/d，其他參數(shù)同蒸汽吞吐。

2.2 不同油藏參數(shù)條件下開發(fā)效果對(duì)比

以基礎(chǔ)模型為基礎(chǔ)，改變油藏參數(shù)值，分別研究在不同的水平滲透率、滲透率韻律性、KV/Kh、地層傾斜度、油層厚度、地層原油粘度、巖石壓縮系數(shù)的情況下煙道氣輔助蒸汽吞吐與蒸汽吞吐的開發(fā)效果。

2.2.1 水平滲透率Kh

對(duì)地層水平方向滲透率分別為1 000、2 000、3 000、5 000、10 000、15 000 mD等6種情況進(jìn)行了模擬，結(jié)果(圖2)表明:隨著地層水平方向滲透率的增加，無論有無煙道氣的輔助，2種熱采方式的累計(jì)產(chǎn)油量均有所增加;當(dāng)Kh＜2 000 mD時(shí)，煙道氣的注入不利于改善蒸汽吞吐效果，這是由于滲透率太低，非凝析氣體向上擴(kuò)展抑制蒸汽超覆的作用較弱;當(dāng)Kh＞2 000 mD時(shí)，煙道氣的注入改善蒸汽吞吐效果明顯，較大的滲透率使得非凝析氣體向上擴(kuò)展至頂部而起到了保溫和抑制超覆作用。

圖2 不同水平方向滲透率下2種熱采方式開發(fā)效果對(duì)比

2.2.2 地層滲透率韻律性

均質(zhì)模型滲透率為5 000 mD，正韻律模型滲透率自上而下依次從1 000 mD增大至9 000 mD，反韻律模型滲透率自上而下依次從9 000 mD減小至1 000 mD。模擬結(jié)果(圖3)表明:正韻律油層煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果好于反韻律油層;隨著地層傾斜度的增大，正韻律和反韻律油層的煙道氣輔助蒸汽吞吐增油效果均變好，這是由于無論是正韻律還是反韻律油層，蒸汽在地層中都會(huì)產(chǎn)生“超覆”現(xiàn)象，地層傾斜度越大，超覆越嚴(yán)重。

圖3 不同滲透率韻律性下煙道氣輔助蒸汽吞吐增油量

2.2.3 KV/Kh

對(duì)KV/Kh分別為0.01、0.05、0.1、0.5、0.7等5種情況進(jìn)行了模擬，結(jié)果(圖4)表明:隨著KV/Kh的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果減弱，這是因?yàn)榇瓜驖B透率KV過高，注入氣體超覆嚴(yán)重，影響波及范圍，造成采油量的降低;當(dāng)KV/Kh＞0.6時(shí)，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果不如蒸汽吞吐。

圖4 不同K V/K h下煙道氣輔助蒸汽吞吐增油量

2.2.4 地層傾斜度

以單井模型為基礎(chǔ)，對(duì)地層傾斜度分別為0°、1°、5°、10°、15°、20°等6種情況進(jìn)行了模擬，結(jié)果表明:隨著地層傾斜度的增大，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油量增大(圖5)。這是由于地層傾斜度越大，重力分異作用越強(qiáng);在構(gòu)造下傾部位注氣，通過重力分異使注入的氣體進(jìn)入構(gòu)造高部位形成次生氣頂，從而將殘留在頂部的剩余油驅(qū)向位于下部的注氣井采出，從而獲得較高的采收率，所以大傾角地層煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果好。

圖5 不同地層傾斜度下煙道氣輔助蒸汽吞吐增油量

2.2.5 油層厚度

對(duì)油層厚度分別為4、6、8、10、20、30 m等6種情況進(jìn)行了模擬，結(jié)果(圖6)表明:無論有無煙道氣的輔助，隨著油層厚度的增加，2種熱采方式的累計(jì)產(chǎn)油量均有所增加;當(dāng)油層厚度小于10 m時(shí)，煙道氣輔助蒸汽吞吐的效果不如蒸汽吞吐，這是因?yàn)楸佑筒刈⑷霟煹罋鈺?huì)占用一定空間，減小了蒸汽的波及范圍;當(dāng)油層厚度大于10 m時(shí)，煙道氣輔助蒸汽吞吐效果好于蒸汽吞吐。

圖6 不同油層厚度下2種熱采方式開發(fā)效果對(duì)比

2.2.6 地層原油粘度

對(duì)地層原油粘度分別為500、2 000、4 000、6 000、8 000、10 000 mPa·s等6種情況進(jìn)行了模擬，結(jié)果(圖7)表明:隨著地層原油粘度的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐累計(jì)產(chǎn)油量降低;當(dāng)?shù)貙釉驼扯圈蘯＜2 000 mPa·s時(shí)，煙道氣輔助蒸汽吞吐累計(jì)產(chǎn)油量減小速度緩慢;當(dāng)2 000 mPa·s＜μo＜8 000 mPa·s時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量隨著地層原油粘度的增加而迅速降低。

圖7 不同地層原油粘度下煙道氣輔助蒸汽吞吐累計(jì)產(chǎn)油量

2.2.7 巖石壓縮系數(shù)

巖石壓縮系數(shù)大小表示地層彈性能量高低，其值越大，地層彈性能量越足。對(duì)巖石壓縮系數(shù)分別為1×10－4、5×10－5、2.5×10－6、1.0×10－6、5×10－71/kPa等5種情況進(jìn)行了模擬，結(jié)果表明:隨著巖石壓縮系數(shù)的降低，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果減弱(圖8)，這是因?yàn)閴嚎s系數(shù)高的地層在注汽過程中能夠儲(chǔ)存更多的彈性能，在燜井結(jié)束后的生產(chǎn)過程中可以補(bǔ)充地層能量。

2.3 不同注熱參數(shù)下開發(fā)效果對(duì)比

2.3.1 周期注汽量

圖8 不同巖石壓縮系數(shù)下煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油量

在氣水比為50的情況下，模擬研究周期注汽量分別為1 500、3 000、6 000、9 000、12 000、15 000 m3時(shí)煙道氣改善蒸汽吞吐的開發(fā)效果，結(jié)果見圖9。從圖9可以看出，無論有無煙道氣的輔助，隨著周期注汽量的增加，2種熱采方式的采出程度均有所增加，而且煙道氣輔助蒸汽吞吐周期注汽量最佳范圍為3 000～6 000 m3，此時(shí)采出程度增加幅度大。

圖9 不同周期注汽量下2種熱采方式采出程度對(duì)比

2.3.2 氣水比

在注入蒸汽速度為200 m3/d的情況下，模擬研究氣水比分別為10、50、100、200、300時(shí)煙道氣輔助蒸汽吞吐的開發(fā)效果，結(jié)果見圖10。從圖10可以看出:隨著氣水比的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐采出程度逐步增加;當(dāng)氣水比大于200時(shí)，采出程度增幅減小。

圖10 不同氣水比下煙道氣輔助蒸汽吞吐采出程度圖

2.3.3 煙道氣中CO2的含量

煙道氣的性質(zhì)主要取決于煙道氣中N2和CO2的比例。從模擬結(jié)果可以看出，隨著煙道氣中CO2含量的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐的效果逐步變好(圖11)。

圖11 煙道氣中CO2含量對(duì)開發(fā)效果的影響

3增產(chǎn)效果影響因素敏感性分析

煙道氣在一定油藏條件下可改善蒸汽吞吐效果，彌補(bǔ)注入單一熱介質(zhì)的不足。在數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ)上，對(duì)影響煙道氣輔助蒸汽吞吐增產(chǎn)效果的因素進(jìn)行了敏感性分析。以基礎(chǔ)模型的數(shù)據(jù)為參照條件，繪制了增產(chǎn)效果影響因素敏感性分析圖，橫軸為各因素的變化幅度，縱軸為煙道氣在蒸汽吞吐基礎(chǔ)上增加采出程度的變化幅度(圖12)。從圖12可以看出，各影響因素對(duì)煙道氣輔助蒸汽吞吐增產(chǎn)效果的敏感程度排序依次為油層厚度＞KV/Kh＞巖石壓縮系數(shù)＞地層原油粘度＞地層傾斜度。

圖12 煙道氣增產(chǎn)效果影響因素敏感性分析

4礦場試驗(yàn)

借助小型化熱采設(shè)備技術(shù)的突破，渤海某稠油油田從2008年首次進(jìn)行多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，目前已取得很好的試驗(yàn)效果［8］。該油田第1口熱采井B28H于2010年1月進(jìn)行了多元熱流體注入作業(yè)，其放噴最大日產(chǎn)油達(dá)126 m3，是常規(guī)開采產(chǎn)能的3倍。

該油田另一口熱采井B33H于2011年8月投產(chǎn)，采用衰竭開發(fā)，日產(chǎn)油38 m3。11月18日至12月18日期間，該井進(jìn)行了多元熱流體注入作業(yè)，注入多元熱流體井口溫度為265℃，由于井底壓力高，井底蒸汽干度為0，累計(jì)注入21 d，累計(jì)注入N2氣體947 851 m3，注熱水3 112 m3，注CO2氣體149 307 m3，燜井3 d后放噴，高峰日產(chǎn)油達(dá)到99 m3，是常規(guī)開采產(chǎn)能的2.6倍;下泵生產(chǎn)日產(chǎn)油達(dá)到78 m3，是常規(guī)開采產(chǎn)能的2.1倍(圖13)。

圖13 渤海某稠油油田B33H熱采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

5結(jié)論

(1)煙道氣輔助蒸汽吞吐既有注入單一熱介質(zhì)的優(yōu)點(diǎn)，又可在一些特殊地層條件下彌補(bǔ)注入單一熱介質(zhì)的不足。煙道氣改善蒸汽吞吐效果的地層條件為高地層傾斜度、高地層滲透率、正韻律油層、高巖石壓縮系數(shù)、厚油層、低原油粘度。

(2)地層條件不同，煙道氣改善蒸汽吞吐效果也不同。研究表明，影響煙道氣輔助蒸汽吞吐增產(chǎn)效果因素的敏感性依次為:油層厚度＞KV/Kh＞巖石壓縮系數(shù)＞地層原油粘度＞地層傾斜度。

(3)礦場實(shí)踐表明，煙道氣輔助蒸汽吞吐可改善海上稠油開發(fā)效果，其產(chǎn)能是常規(guī)開采產(chǎn)能的2～3倍，可為提高海上稠油油藏動(dòng)用程度，擴(kuò)大加熱范圍提供有效手段。

［1］姜偉．加拿大稠油開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及我國渤海稠油開發(fā)新技術(shù)應(yīng)用思考［J］．中國海上油氣，2006，18(2):123-125．

［2］彭通曙，鄭愛萍，劉洪恩，等．新疆淺層稠油油藏氮?dú)廨o助蒸汽吞吐提高采收率研究與應(yīng)用［J］．新疆石油天然氣，2009，5 (3):45-47．

［3］劉惠卿，侯志杰，高本成，等．高3斷塊煙道氣蒸汽混注驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究［J］．石油勘探與開發(fā)，2001，28(5):79-81．

［4］程林松，劉東，高海紅，等．考慮擬流度比的蒸汽驅(qū)前緣預(yù)測(cè)模型研究［J］．西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2009，31(2):159-162．

［5］李峰，張鳳山，丁建民，等．稠油吞吐井注煙道氣提高采收率技術(shù)試驗(yàn)［J］．石油鉆采工藝，2001，23(1):67-68．

［6］付美龍，熊帆，張鳳山，等．杜84塊CO2、N2和煙道氣吞吐采油數(shù)模研究［J］．石油天然氣學(xué)報(bào)，2008，30(5):328-337．

［7］LIU Dong，ZHAO Chunming，SU Yanchun，et al．New research and application of high efficient development technology for offshore heavy oil in China［C］．Offshore Technology Conference，OTC 23015，2012．

［8］劉小鴻，張風(fēng)義，黃凱，等．南堡35-2海上稠油油田熱采初探［J］．油氣藏評(píng)價(jià)與開發(fā)，2011，1(1):61-63．

(編輯:楊濱)

Reservoir applicability of steam stimulation supplemented by flue gas

Liu Dong Li Yunpeng Zhang Fengyi Zhang Lei Zhang Caiqi
(Bohai Oilfield Exploration and Development Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

The development effects of thermal heavyoil recovery are related with both thermal-recovery mode and thermal medium．By using numerical simulation of oil reservoir，the development effects under different formation conditions and thermal injection parameters were compared between steam stimulation and that supplemented by flue gas，the sensitivity analyses were made for the factors that can increase production in steam stimulation supplemented by flue gas，and finally the reservoir conditions applicable to this steam stimulation were summarized．According to a thermal recovery operation in a heavy oilfield，Bohai water，the steam stimulation supplemented by flue gas has significantly improved its development efficiency，with the deliverability about2-3 times size of the normal develpment deliverability．

steam stimulation supplemented by flue gas;offshore heavy oil;thermal recovery;sensitivity analysis;numerical simulation

劉東，男，工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。地址:天津市塘沽區(qū)609信箱(郵編:300452)。E-mail:liudong@cnooc．com．cn。

2012-07-17