稠油蒸汽吞吐輔助層內(nèi)水熱催化裂解數(shù)值模擬研究

尉雪梅

(中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營 257015)

稠油蒸汽吞吐輔助層內(nèi)水熱催化裂解數(shù)值模擬研究

尉雪梅

(中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營 257015)

稠油蒸汽吞吐輔助層內(nèi)催化裂解過程中，層內(nèi)原油隨溫度場(chǎng)分布不同而發(fā)生不同程度的化學(xué)改質(zhì)，為近似模擬層內(nèi)原油的這一變化，預(yù)測(cè)稠油蒸汽吞吐輔助層內(nèi)催化裂解后油井的產(chǎn)能，在蒸汽吞吐數(shù)值模型及催化裂解作用機(jī)理的基礎(chǔ)上，僅考慮油、水兩相流動(dòng)，不考慮重力和毛管力作用，將地層中的溫度場(chǎng)分布對(duì)稠油催化裂解的影響，表征為不同溫度范圍內(nèi)地下稠油黏溫曲線的變化，并將該變化引入成熟蒸汽吞吐數(shù)值模擬模型，建立了二維兩相蒸汽吞吐輔助催化裂解數(shù)值模型，并給出了求解方法。利用所建模型對(duì)孤東K92N6井第3輪次蒸汽吞吐輔助催化裂解礦場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)行了模擬計(jì)算，該井該輪次預(yù)測(cè)周期產(chǎn)油量為4 560.4 t，實(shí)際產(chǎn)油量為4 899.7 t，預(yù)測(cè)誤差為6.92%，預(yù)測(cè)精度符合工程要求。研究結(jié)果表明：根據(jù)蒸汽吞吐過程中井周溫度分布，將催化裂解原油分為未反應(yīng)型、低溫反應(yīng)型和高溫反應(yīng)型，并將這3類裂解改質(zhì)后稠油的黏溫關(guān)系回歸成溫度的指數(shù)函數(shù)，引入到成熟蒸汽吞吐模型，可實(shí)現(xiàn)層內(nèi)稠油蒸汽吞吐輔助催化裂解不可逆改質(zhì)過程的數(shù)學(xué)近似表征模擬，模擬結(jié)果可以為蒸汽吞吐輔助層內(nèi)催化裂解技術(shù)工藝參數(shù)的優(yōu)化、產(chǎn)能預(yù)測(cè)提供依據(jù)。

稠油油藏 蒸汽吞吐 催化裂解 數(shù)值模擬 孤東油田

稠油油藏廣泛采用蒸汽吞吐和蒸汽吞吐輔助其他技術(shù)方式開發(fā)[1-4]。其中，蒸汽吞吐輔助層內(nèi)水熱催化裂解技術(shù)利用催化劑降低裂解反應(yīng)活化能，促使重質(zhì)組分中低鍵能的化學(xué)鍵發(fā)生斷裂，實(shí)現(xiàn)稠油永久性降黏，同時(shí)可以稀釋未發(fā)生裂解的稠油，使稠油整體黏度降低，有利于擴(kuò)大蒸汽吞吐泄流半徑，也有利于稠油的井筒舉升、管道運(yùn)輸和加工[5]。當(dāng)前，該技術(shù)的研究主要集中在裂解劑的研制[6]、裂解機(jī)理研究[7-10]、室內(nèi)效果評(píng)價(jià)試驗(yàn)[11-13]、礦場(chǎng)試驗(yàn)[14]等方面。由于其作用機(jī)理為層內(nèi)稠油的不可逆改質(zhì)，吞吐井周圍不同區(qū)域在吞吐過程中的溫度場(chǎng)分布不同[15]，其原油改質(zhì)程度也不同，從而導(dǎo)致原油性質(zhì)也分區(qū)域發(fā)生變化。但當(dāng)前成熟的蒸汽吞吐模型一般認(rèn)定原油性質(zhì)相同，只考慮不同溫度下的黏度變化，未考慮不同原油性質(zhì)的混合流動(dòng)。為此，筆者基于成熟的蒸汽吞吐模型[16-20]，以通過試驗(yàn)回歸的不同溫度下稠油裂解改質(zhì)后的黏溫曲線特征為輔助方程，建立了簡(jiǎn)化數(shù)學(xué)模型，對(duì)稠油層內(nèi)催化裂解產(chǎn)生的不可逆改質(zhì)在數(shù)學(xué)耦合模型中進(jìn)行表征，并應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井的產(chǎn)能預(yù)測(cè)與參數(shù)優(yōu)化。

1 模型的建立與求解

基于三維三相多組分注蒸汽模型[16-20]，借助蒸汽的能量轉(zhuǎn)化方式，簡(jiǎn)化為沿井筒的徑向和軸向二維油水兩相模型。

1.1 假設(shè)條件

1) 油藏為均質(zhì)油藏，模型為沿徑向和軸向的二維軸對(duì)稱模型；

2) 假定蒸汽吞吐全過程內(nèi)，地層中僅有油、水兩相，其流動(dòng)符合達(dá)西定律；

3) 巖石和流體微可壓縮，忽略溫度對(duì)油、水相對(duì)滲透率的影響，不考慮重力和毛管力作用；

4) 注入蒸汽與地層的熱平衡瞬間完成，注入的熱能一部分為耗散在頂?shù)讓拥膶?dǎo)熱損失，另一部分用來加熱油層，提高油層溫度；

5) 催化裂解劑均勻分布于油層，且催化裂解反應(yīng)在溫度達(dá)到反應(yīng)門限溫度時(shí)瞬間完成，忽略反應(yīng)時(shí)間的影響；

6) 催化裂解反應(yīng)只改善原油黏溫特性，忽略催化裂解反應(yīng)對(duì)原油其他物性參數(shù)的影響。

1.2 控制方程

基于上述假設(shè)條件，將通用的Jeffrey[17]提出的三維三相模型簡(jiǎn)化為二維兩相模型。

質(zhì)量守恒方程：

(1)

能量守恒方程：

(2)

式中：ρosc和ρwsc為地面標(biāo)準(zhǔn)條件下油、水的密度，kg/m3；ωo和ωw分別為油、水相流動(dòng)系數(shù)，ωm=KKrm/μm；K和Krm為油藏多孔介質(zhì)的絕對(duì)滲透率及m(m為o或w)相的相對(duì)滲透率，D；μml為m相的黏度，mPa·s；φ為巖石孔隙度；Bo和Bw分別為油、水相體積系數(shù)；qo和qw分別為單位時(shí)間內(nèi)單位體積中注入或采出的油、水相流體的質(zhì)量，kg/s；Je為單位時(shí)間內(nèi)單位體積中源(匯)輸入(輸出)的熱量，kJ/(m3·s)；Jei為單位時(shí)間內(nèi)單位體積中頂?shù)讓拥臒釗p失，kJ/(m3·s)；So和Sw分別為油、水相飽和度；λe為油層有效導(dǎo)熱系數(shù)，kJ/(s·m·℃)；MR為油藏巖石的熱容量，kJ/(m3·℃)；Uo和Uw為油、水相所具有的內(nèi)能，kJ/kg；θ為溫度，℃。

1.3 求解方法

對(duì)空間變量r、z采用中心差分，對(duì)時(shí)間變量t采用向前差分，其中飽和度、流體密度、孔隙度、地層水黏度、流體熱焓、流體內(nèi)能導(dǎo)熱系數(shù)頂?shù)讓訋r石熱能傳遞等能量守恒輔助方程及井的處理均按照J(rèn)effrey模型[17]處理。邊界條件按照注汽過程定注汽量、燜井過程定流量、生產(chǎn)過程定井底流壓的方式處理。假設(shè)外邊界為封閉外邊界，油藏側(cè)面外邊界沒有熱量交換，油藏頂?shù)酌娲嬖跓釗p失，即：

(3)

(4)

式中：n表示邊界的法線方向；re為供油半徑，m；h為油層有效厚度，m；λR為頂?shù)讓訋r石的導(dǎo)熱系數(shù)，kJ/(m·℃)。

但對(duì)原油黏度處理時(shí)，將地層中的催化裂解反應(yīng)劃分為3個(gè)階段，即未反應(yīng)階段、低溫反應(yīng)階段和高溫反應(yīng)階段(見圖1)。根據(jù)假設(shè)條件，對(duì)黏度項(xiàng)作如下處理：

(5)

式中：θ1和θ2分別為限定催化裂解反應(yīng)程度的溫度界限，由室內(nèi)試驗(yàn)確定，℃；μ0,μ1和μ2分別為原始狀態(tài)、低溫反應(yīng)后和高溫反應(yīng)后的原油黏度，mPa·s。

(6)

(7)

模型中含有4個(gè)未知量，分別為p，θ，So和Sw，選取p，Sw和θ為獨(dú)立變量，先隱式求解壓力，顯式求解飽和度，再隱式求解溫度，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)滲流場(chǎng)、壓力場(chǎng)、溫度場(chǎng)的耦合求解。其中，隱式求解時(shí)利用邊界和初始條件對(duì)每個(gè)網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)的方程進(jìn)行化簡(jiǎn)整合，可得5個(gè)對(duì)角系數(shù)矩陣線性方程組，筆者采用LU分解法進(jìn)行求解，利用Matlab編程計(jì)算。

2 稠油黏溫曲線回歸方程的建立

2.1 試驗(yàn)儀器與材料

試驗(yàn)儀器：GSH型高溫高壓反應(yīng)釜;Brookfield DV-Ⅲ型黏度計(jì);恒溫箱;恒溫水浴箱;電子天平等。

試驗(yàn)油樣及藥品：孤東K92N6井油樣;多活性點(diǎn)催化劑(HDLJ-3);納米分散劑;阻聚劑。

2.2 試驗(yàn)步驟

1) 測(cè)定油樣在不同溫度下的黏度，繪制黏溫曲線；

2) 稱取油樣200 g，模擬地層水85.7 g(油水比7∶3)，按油樣質(zhì)量稱取0.3%多活性點(diǎn)催化劑、0.1%納米分散劑和0.1%阻聚劑；

3) 將油、水樣及藥劑加入到反應(yīng)釜中，擰緊螺絲和排氣閥；

4) 將反應(yīng)釜放到恒溫箱中，將溫度調(diào)至100 ℃，反應(yīng)24 h后，將恒溫箱溫度調(diào)至95 ℃，待溫度降低后迅速將油樣轉(zhuǎn)移至燒杯，用黏度計(jì)測(cè)定其在各溫度點(diǎn)的黏度，繪制黏溫曲線；

5) 按照2)～4)的步驟，分別在120，140，160，180，200，220和240 ℃下進(jìn)行催化裂解反應(yīng)，繪制黏溫曲線。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果與討論

原始油樣及不同溫度下催化裂解反應(yīng)后油樣的黏溫曲線如圖2所示。反應(yīng)前后原油的元素組成如表1所示。

表1 不同溫度催化裂解反應(yīng)前后稠油元素分析

Table 1 Elemental analysis of heavy oil before and after catalytic cracking under different temperatures

由圖2和表1可看出：反應(yīng)溫度低于140 ℃時(shí)，反應(yīng)前后原油元素組成變化不大，表明催化裂解反應(yīng)較弱；在140～200 ℃時(shí)降黏率提高幅度較大，大于45%，但仍低于70%，且反應(yīng)后原油中的S，N和O元素均有一定程度的減少，H元素比例增大，表明此階段已發(fā)生催化裂解反應(yīng)，但反應(yīng)并不充分；而在200 ℃以上，降黏率大于70%，反應(yīng)后原油中的S，N和O元素均有較大程度的減少，H元素比例增大，這說明此時(shí)反應(yīng)溫度較高，催化裂解反應(yīng)較為劇烈，稠油裂解程度較高；其后隨著反應(yīng)溫度繼續(xù)升高，其降黏率升高幅度明顯降低，且反應(yīng)后原油元素組成變化也趨于穩(wěn)定，表明在200 ℃左右時(shí)催化劑的作用已基本發(fā)揮到最大。

2.4 稠油黏溫曲線的回歸

考慮蒸汽吞吐井周圍溫度分布規(guī)律，再結(jié)合室內(nèi)裂解試驗(yàn)結(jié)果，以100和200 ℃為界限，將稠油黏溫曲線劃分為3種不同類型，即未反應(yīng)型、低溫反應(yīng)型和高溫反應(yīng)型。分別將圖2中分屬不同類型的黏溫曲線加權(quán)平均，得到3條合并黏溫曲線，并采用冪指數(shù)回歸，得到3種類型黏溫曲線的回歸方程(見式(8))，將該回歸方程代入耦合模型中的原油黏度輔助方程，即可實(shí)現(xiàn)考慮不同裂解程度的層內(nèi)水熱催化裂解耦合模擬。

(8)

3 實(shí)例計(jì)算

3.1 基本情況

勝利油田孤東采油廠K92N6井地面脫氣原油50 ℃下的黏度為11 857 mPa·s，地下含氣原油PVT測(cè)試黏度為2 400 mPa·s，原油、地層水及巖石壓縮系數(shù)分別為8.9×10-4，3.7×10-4和1.5×10-4MPa-1，油層熱容為2 353 kJ/(m3·℃)，油層及頂?shù)讓訉?dǎo)熱系數(shù)分別為2.0和1.731 W/(m·℃)，頂?shù)讓訜釘U(kuò)散系數(shù)為0.047 3 m2/d。

該井儲(chǔ)層為疏松砂巖儲(chǔ)層，砂層厚度為6.9 m，地層溫度57 ℃，原始地層壓力8.89 MPa，孔隙度35.7%，滲透率858.9 mD，原始含油飽和度66.5%。

該井自2008年3月投產(chǎn)，共進(jìn)行了4輪次蒸汽吞吐。其中，前2輪只注入了蒸汽，從第3輪開始，在注蒸汽的同時(shí)伴注催化劑，以第3輪為例采用所建立的數(shù)值模型進(jìn)行驗(yàn)證。該輪次注氣量為2 059 m3，注汽速度為171.6 m3/d，注汽強(qiáng)度為367.68 t/m，注汽時(shí)間12 d，注汽壓力16.1 MPa，注汽溫度為346 ℃，蒸汽干度為70.6%，燜井時(shí)間為30 d。

針對(duì)該輪次蒸汽吞吐進(jìn)行模擬計(jì)算劃分網(wǎng)格時(shí)，徑向及縱向網(wǎng)格長(zhǎng)度為0.11～36.20和1.40 m，徑向、縱向網(wǎng)格數(shù)為29和4，計(jì)算時(shí)間步長(zhǎng)為1 d。

3.2 產(chǎn)量特征分析及模型驗(yàn)證

分別采用CMG軟件和筆者建立的耦合模型對(duì)該井第3輪吞吐周期進(jìn)行模擬計(jì)算。其中CMG軟件模擬時(shí)，假設(shè)該井為在不添加催化裂解劑條件下的純蒸汽吞吐開采，模擬計(jì)算采用組分模型，只考慮蒸汽吞吐過程中溫度變化對(duì)原油黏度的影響，即原油組分恒定不變；采用文中模型計(jì)算時(shí)，考慮在蒸汽吞吐過程中催化裂解劑的注入，即儲(chǔ)層內(nèi)不同溫度區(qū)域?qū)?yīng)不同的催化裂解反應(yīng)程度，并將這種由于溫度不同而導(dǎo)致的不同區(qū)域內(nèi)原油組分的變化轉(zhuǎn)化為黏溫曲線的改變，從而較為精確地模擬蒸汽輔助催化裂解的真實(shí)作用過程。將文中模型計(jì)算結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)、CMG的模擬結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如圖3和4所示。

由圖4可看出，該井該輪次實(shí)際產(chǎn)油量為4 899.7 t，CMG軟件模擬預(yù)測(cè)的該輪次純蒸汽吞吐周期采油量為3 412.2 t，筆者建立的耦合模型模擬預(yù)測(cè)產(chǎn)油量為4 560.4 t，耦合模型計(jì)算的累計(jì)產(chǎn)油量較實(shí)際情況少6.92%。這主要是因?yàn)閷?shí)際開采條件下催化裂解反應(yīng)更為復(fù)雜，同時(shí)受到開采制度的影響，且蒸汽進(jìn)入地層后短時(shí)間內(nèi)仍具有一定的干度，可以攜帶更多的熱量，并深入到更遠(yuǎn)的地層，催化裂解范圍更廣，而文中模型中只考慮了油、水兩相流動(dòng)，未考慮溫度對(duì)相對(duì)滲透率等參數(shù)的影響，對(duì)催化裂解效果的模擬做了簡(jiǎn)化，導(dǎo)致模型計(jì)算結(jié)果偏小，但該模型計(jì)算結(jié)果明顯比CMG模型更加接近蒸汽吞吐輔助層內(nèi)水熱催化裂解實(shí)際，可以用來產(chǎn)能預(yù)測(cè)。

4 結(jié) 論

1) 產(chǎn)量特征分析表明，利用文中建立的蒸汽吞吐輔助層內(nèi)催化裂解模擬模型計(jì)算得到的累計(jì)產(chǎn)油量偏小，相對(duì)誤差為6.92%，與CMG軟件模擬的純蒸汽吞吐情況相比，更加接近實(shí)際。

2) 研究結(jié)果表明，根據(jù)蒸汽吞吐過程中井周溫度分布，可將井周原油按照催化裂解反應(yīng)的程度分為不同類型，并分別將不同類型裂解改質(zhì)后的稠油黏溫關(guān)系回歸成溫度的指數(shù)函數(shù)，進(jìn)而引入到成熟蒸汽吞吐模型，可實(shí)現(xiàn)層內(nèi)稠油蒸汽吞吐輔助催化裂解不可逆改質(zhì)過程的近似數(shù)學(xué)表征。

3) 基于文中研究思路，可繼續(xù)細(xì)化稠油催化裂解反應(yīng)程度對(duì)不同溫度、不同高溫持續(xù)時(shí)間的敏感性表征，并將該表征關(guān)系引入到三維三相蒸汽吞吐模型中，進(jìn)一步提高蒸汽吞吐輔助層內(nèi)水熱催化裂解模擬的精度，從而為該技術(shù)的參數(shù)設(shè)計(jì)與效果預(yù)測(cè)提供支撐。

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[編輯 劉文臣]

Numerical Simulation of Steam Huff-and-Puff Assisted Catalytic Aquathermolysis on Heavy Oil

Wei Xuemei

(GeoscienceResearchInstituteofSinopecShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong，257015,China)

During heavy oil catalytic aquathermolysis assisted by steam huff and puff, chemical properties of crude oil within these formations may vary to some degree due to temperature distribution differences. To appropriately simulate such changes of crude oil in these formations and predict well productivity with steam-assisted huff-and-puff in heavy oil development, the impact of distribution of temperature fields within the formation on heavy oil catalytic aquathermolysis are expressed in terms of viscosity change versus temperature. In the simulation, only the two-phase flow of oil and water are considered while gravity and capillary forces are not taken into account.Then those changes are introduced into the well-developed model in numerical simulation of steam-assisted huff-and-puff operations to construct numerical model for 2D two-phase steam-assisted huff-and-puff operations. In addition, techniques available to obtain relevant solutions are also provided. The model was used to simulate field tests of the fourth round of steam-assisted huff-and-puff catalytic aquathermolysis in Well K92N6 in the Gudong Oilfield. According to calculation results, oil production in this round of development would be around 4 560.4 t, while the actual production during the period was determined to be 4 899.7 t. The difference between actual and simulated was reasonable, about 6.92%, which could meet engineering requirements. Research results demonstrated that crude oil for catalytic cracking can be classified into three categories: unreacted, low-temperature reactive and high-temperature reactive according to temperature distribution around the borehole during steam-assisted huff-and-puff. The viscosity-temperature relationships of crude oil after cracking and modification of the three types can be placedinto theexponential function of temperatures and then be introduced into a mature steam-assisted huff-and-puff model to perform mathematically approximate characterization and simulation of the irreversible property changing progress in catalytic cracking during steam-assisted huff-and-puff processes. Relevant simulation results will provide guidance in optimization of technical parameters and inthe prediction of productivity for catalytic cracking techniques in steam-assisted huff-and-puff operations.

heavy oil； steam huff-and-puff； catalytic cracking； numerical simulation； Gudong Oilfield

2014-10-13；改回日期：2015-04-08。

尉雪梅(1981—)，女，山東萊陽人，2004年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2007年獲中國石油大學(xué)(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事稠油油藏高效開發(fā)方面的研究。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201503019

TE254

A

1001-0890(2015)03-0103-06

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