淺薄層稠油水平井混合氣與助排劑輔助蒸汽吞吐研究

盧 川 劉慧卿 盧克勤 孟 威 佟 琳 郭 睿

（1.中國石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062552；3.中國石油大慶油田分公司，黑龍江大慶 163712）

近年來，水平井蒸汽吞吐技術(shù)逐漸成為淺薄層稠油油藏?zé)崃﹂_采的重要方式［1-3］。但在應(yīng)用過程中，由于淺薄層稠油油藏埋藏淺，地層壓力低，水平井蒸汽吞吐過程中排液能力受限；加之受到儲層及流體物性差異的影響，蒸汽超覆以及蒸汽沿高滲層的竄流現(xiàn)象頻發(fā)，并成為水平井蒸汽吞吐有效開發(fā)的重要制約因素［4-5］?；旌蠚猓–O2與N2的混合氣體）與助排劑輔助水平井蒸汽吞吐技術(shù)是一項(xiàng)改善稠油油藏注蒸汽開發(fā)效果的新技術(shù)。通過蒸汽與混合氣以及助排劑的復(fù)合協(xié)同作用，從封堵調(diào)剖、提高排采能力等多方面改善水平井蒸汽吞吐效果。筆者以實(shí)際淺薄層稠油區(qū)塊為例，基于物理模擬實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬方法，在論證水平井混合氣與助排劑輔助吞吐開采效果的基礎(chǔ)上，考慮實(shí)際油藏的地質(zhì)約束條件，確定了該技術(shù)應(yīng)用的地質(zhì)界限并優(yōu)化了注氣參數(shù)，為現(xiàn)場應(yīng)用提供理論依據(jù)。

1 混合氣與助排劑輔助吞吐實(shí)驗(yàn)研究

在現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)條件下較難利用相似模型模擬水平井混合氣與助排劑輔助蒸汽吞吐的開采過程，因此利用一維填砂管模擬實(shí)驗(yàn)評價(jià)混合氣與助排劑的驅(qū)油效率和封堵能力。所用混合氣為煙道氣，由88%N2和12%CO2組成。實(shí)驗(yàn)所用原油在油藏溫度下脫氣黏度659 mPa·s；填砂管長30 cm，直徑2.5 cm，基本物性參數(shù)如表1 和表2 所示。

表1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所用填砂管物性參數(shù)

表2 封堵實(shí)驗(yàn)所用填砂管物性參數(shù)

單管驅(qū)油效率對比實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)方案及注入?yún)?shù)如表3 所示。驅(qū)替過程中，輔劑與蒸汽保持連續(xù)注入狀態(tài)，當(dāng)含水率達(dá)98%時停止實(shí)驗(yàn)。進(jìn)行雙管封堵對比實(shí)驗(yàn)時，蒸汽驅(qū)至高滲管高含水（含水率達(dá)90%）后，注入0.2 PV 輔劑段塞，隨后繼續(xù)進(jìn)行蒸汽驅(qū)，直至高滲管含水98%，停止實(shí)驗(yàn)。在實(shí)驗(yàn)過程中，蒸汽注入溫度為250 ℃，注入速率為2 mL/min。

表3 單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)不同注入方式注入?yún)?shù)設(shè)計(jì) mL/min

由單管驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖1）可知，在相同注入PV 條件下，蒸汽混合氣助排劑驅(qū)比純蒸汽驅(qū)、蒸汽助排劑驅(qū)、蒸汽氮?dú)庵艅?qū)的驅(qū)油效率分別高出16.2%、11.0%和8.0%。此外，由雙管封堵驅(qū)替實(shí)驗(yàn)（圖2）可以看出，混合氣與助排劑協(xié)同作用所產(chǎn)生的泡沫具有較強(qiáng)的封堵能力，有效封堵高滲管的蒸汽竄流，調(diào)整產(chǎn)液剖面。與此同時，助排劑可以降低油水界面張力，增強(qiáng)洗油效果。

圖1 單管不同注入流體驅(qū)油效率對比

圖2 雙管不同注入流體封堵驅(qū)替能力對比

2 數(shù)值模擬研究

吉林油田某淺薄層稠油區(qū)塊油藏埋深400～500 m，平均有效厚度7.5 m，孔隙度20%～25%，滲透率20～1 000 mD?？紤]水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術(shù)的應(yīng)用受研究區(qū)塊地質(zhì)因素的影響，利用CMG-STARTS 模塊，在統(tǒng)計(jì)分析目標(biāo)區(qū)塊油藏地質(zhì)及流體參數(shù)的基礎(chǔ)上建立數(shù)值模型，明確混合氣助排劑輔助水平井蒸汽吞吐在目標(biāo)區(qū)塊的地質(zhì)界限，并以此為基礎(chǔ)，對注入?yún)?shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

2.1 地質(zhì)界限的確定

選取原油黏度、儲層有效厚度、孔隙度、滲透率、非均質(zhì)性為參評因素，以采出程度為目標(biāo)值，利用正交設(shè)計(jì)［7］進(jìn)行敏感性分析，最終確定影響目標(biāo)區(qū)水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐效果的主要參數(shù)是儲層有效厚度和滲透率。

參考混合氣助排劑的注入成本，結(jié)合實(shí)時油價(jià)，定義彌補(bǔ)混合氣助排劑成本所需要的最低增油量為臨界增油量，小于該增油量的地質(zhì)條件就不適用水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術(shù)。以臨界增油量為評判標(biāo)準(zhǔn)，通過定有效厚度計(jì)算臨界滲透率和定滲透率計(jì)算臨界有效厚度2 種方式來進(jìn)行地質(zhì)界限的標(biāo)定。定有效厚度時，其取值分別為2、4、6、8、10 m；定滲透率時，其取值分別為100、150、200、300、500、700、1 000 mD。以上模擬過程中，設(shè)定水平井水平段長200 m，第1 輪次蒸汽吞吐1 a，注汽15 d，燜井3 d，注汽強(qiáng)度為8 t/m，注汽溫度250 ℃，蒸汽干度0.54。第2 輪次蒸汽吞吐注汽強(qiáng)度遞增12%，混合氣注入量4 000 m3/d，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%。計(jì)算得到目標(biāo)區(qū)塊的臨界地質(zhì)參數(shù)如圖3 所示。可以看出，有效厚度越大，對臨界滲透率的要求越低；同理，滲透率越低，所對應(yīng)的臨界有效厚度應(yīng)越大。

圖3 目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)界限圖

2.2 混注比優(yōu)化

在明確地質(zhì)界限的基礎(chǔ)上，以極限油汽比0.12條件下的采出程度為評價(jià)依據(jù)，計(jì)算得到不同滲透率和有效厚度組合下的最佳混注比（混合氣與蒸汽之比）。模擬過程中選取上述7 個不同滲透率值以及5 個有效厚度值，構(gòu)成35 組不同滲透率與有效厚度組合。針對各個組合，試算不同混合氣注入量條件下達(dá)極限油氣比時的采出程度，最終得到不同組合條件下的最優(yōu)混注比，并繪制圖版（圖4）。模擬中注汽速度為150 t/d，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%。經(jīng)過多次試算，混合氣注入量變化取值范圍為900～5 900 m3/d。

圖4 不同滲透率與有效厚度組合下的最優(yōu)混注比

從圖4 可以看出，在相同有效厚度下，隨滲透率增加，最優(yōu)混注比呈對數(shù)式增加，即在注汽速度一定的條件下，滲透率越大，獲得最大采出程度的混注比越大，但增大趨勢逐漸變緩。在滲透率一定時，最優(yōu)混注比隨有效厚度的增加而增大。適合目標(biāo)區(qū)塊有效厚度范圍在2～10 m 的最優(yōu)混注比為7～40。

2.3 注汽強(qiáng)度優(yōu)化

水平井注汽強(qiáng)度越大，周期采出程度越高［6］。在最佳混注比優(yōu)化基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)注汽強(qiáng)度范圍6～13 t/m，滲透率和有效厚度的取值和組合方式與混注比優(yōu)化時相同。模擬過程中，注汽溫度250 ℃，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%。模擬結(jié)果如圖5。

圖5 不同滲透率與有效厚度組合下的最優(yōu)注汽強(qiáng)度

同一有效厚度下，最優(yōu)注汽強(qiáng)度隨滲透率的增大呈現(xiàn)出先增加后減小的趨勢。當(dāng)滲透率小于300 mD 時，由于流體的滲流能力受限，注入蒸汽的熱損失隨有效厚度的增大而增加，此時應(yīng)選取較高的注汽強(qiáng)度以降低熱損失，擴(kuò)大蒸汽的有效波及范圍。但當(dāng)滲透率大于500 mD 后，隨有效厚度增加，蒸汽的超覆作用愈加明顯，且在較高滲透率下，蒸汽在儲層中的運(yùn)移能力增強(qiáng)，由流度差異造成的蒸汽竄流進(jìn)一步加劇，此時最優(yōu)注汽強(qiáng)度逐漸降低。

2.4 混合氣助排劑注入量優(yōu)化

混合氣中的氮?dú)鈮嚎s系數(shù)大，導(dǎo)熱能力低，而CO2溶于稠油后可降低原油黏度，使原油體積膨脹。二者與助排劑綜合作用可形成穩(wěn)定泡沫，封堵高滲透地層［7-9］。因此，混合氣助排劑的注入量大小直接影響水平井蒸汽吞吐的增產(chǎn)效果。

滲透率和有效厚度的取值依然與混注比優(yōu)化時的相同。模擬過程中，注汽溫度250 ℃，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%。計(jì)算結(jié)果如圖6 所示。

圖6 不同滲透率與有效厚度組合下 最優(yōu)混合氣助排劑注入量

有效厚度一定的條件下，滲透率越大，吞吐階段蒸汽的竄流越明顯，形成的竄通體積越大［10］，混合氣助排劑的注入量必須滿足一定值以形成穩(wěn)定的泡沫來對竄流通道實(shí)施有效封堵。因此，最優(yōu)混合氣助排劑注入量隨滲透率的增大而增加。同一滲透率條件下，最優(yōu)混合氣助排劑注入量隨有效厚度的增大而增加。但2 種條件下注入量的增加幅度均逐漸趨緩。適合目標(biāo)區(qū)塊有效厚度范圍在2～10 m，滲透率范圍在100～1 000 mD 的油藏其最優(yōu)混合氣助排劑注入量變化范圍為（0.16～11.22）×104t。

3 礦場應(yīng)用

目標(biāo)區(qū)塊在水平井蒸汽吞吐生產(chǎn)過程中暴露出注汽分配不均、熱利用率低等問題。其中2口水平井，F(xiàn)P107 井蒸汽吞吐基本無效，F(xiàn)P124 井平均日產(chǎn)油僅0.4 t，蒸汽吞吐效果較差。因此，選取這2 口水平井進(jìn)行混合氣助排劑輔助水平井蒸汽吞吐礦場試驗(yàn)。2 口井砂巖厚度6～8 m，有效厚度2.7～6.7 m，滲透率125～500 mD，實(shí)鉆水平段長度分別為196 m 和173 m。在第2 周期采用蒸汽、混合氣與助排劑段塞注入方式輔助蒸汽吞吐。根據(jù)研究結(jié)果及現(xiàn)場實(shí)際，試驗(yàn)設(shè)計(jì)第2 周期FP107 井注汽強(qiáng)度7.7 t/m，累注汽1 500 t，混合氣與助排劑注入量3 t；FP124 井注汽強(qiáng)度11.4 t/m，累注汽1 970 t，混合氣與助排劑注入量6 t。從試驗(yàn)結(jié)果看，第2 周期FP107 井累產(chǎn)液3 982.7 t，累產(chǎn)油973.2 t，平均日產(chǎn)油1.4 t，有效天數(shù)685 d。FP124井累產(chǎn)液1 959.4 t，累產(chǎn)油651.8 t，平均日產(chǎn)油7.1 t，有效天數(shù)達(dá)92 d?；旌蠚庵艅┹o助蒸汽吞吐技術(shù)獲得了比較好的增油效果。

4 結(jié)論

（1）物理模擬試驗(yàn)研究結(jié)果表明，混合氣助排劑輔助蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率和封堵分流能力均優(yōu)于純蒸汽驅(qū)、蒸汽助排劑驅(qū)和蒸汽氮?dú)庵艅?qū)。

（2）利用數(shù)值模擬方法，以臨界增油量為判別標(biāo)準(zhǔn)，對研究區(qū)塊適用于水平井混合氣助排劑輔助蒸汽吞吐技術(shù)的地質(zhì)條件進(jìn)行限定，并在考慮地質(zhì)界限的基礎(chǔ)上，通過設(shè)置不同的滲透率和有效厚度組合，得到適合于研究區(qū)塊的混注比、注汽強(qiáng)度和混注劑注入量優(yōu)化圖版。

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