淺層特稠油油藏氮?dú)馀菽?qū)主控因素分析

鄭 強(qiáng)，劉慧卿，高 超，李 芳

(1.中海油研究總院，北京 100027;2.中國石油大學(xué)，北京 102249;3.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034;4.中國國土資源航空物探遙感中心，北京 100083)

引 言

特稠油油藏在長期注蒸汽開發(fā)過程中，往往存在吸汽剖面不均、地層中易形成竄流通道的問題，進(jìn)而導(dǎo)致轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后蒸汽波及體積減小、熱效率降低、經(jīng)濟(jì)效益變差等問題，嚴(yán)重制約蒸汽驅(qū)采收率的提高[1－6]。要想從根本上解決這些問題，需要采取適當(dāng)?shù)拇胧└淖冋羝飨颍纳莆拭?，提高蒸汽波及體積[7－8]。氮?dú)馀菽{(diào)剖技術(shù)是特稠油油藏開發(fā)后期提高采收率的一項(xiàng)有效方法:一方面能夠有效控制蒸汽竄流，調(diào)整注汽井的吸汽剖面，從而提高蒸汽波及體積;另一方面，泡沫劑的成分能大幅度降低油水界面張力，改變巖石的潤濕性，從而提高驅(qū)油效率[9－16]。另外，氮?dú)鉃榉悄鰵怏w，其受溫度的影響小，在地層中與油、水結(jié)合形成似乳狀液的流體，從而進(jìn)一步降低了原油黏度[17－19]。以河南油田某井區(qū)特稠油油藏參數(shù)為基礎(chǔ)建立了機(jī)理模型，模擬淺層特稠油油藏蒸汽驅(qū)后轉(zhuǎn)氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)過程，通過注采參數(shù)敏感性分析確定了其主控因素。

1 特稠油油藏蒸汽驅(qū)模型

目標(biāo)油藏油層平均中深為230 m，平均滲透率為2246 ×10－3μm2，平均孔隙度為34.8%，原始油層平均溫度為25.2℃，原始油層溫度下脫氣原油黏度為12749 mPa·s左右，屬特稠油油藏。基于以上參數(shù)，通過CMG軟件建立11×11×10的1/4反九點(diǎn)井網(wǎng)均質(zhì)模型。在此基礎(chǔ)上對蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、氮?dú)馀菽稳?qū)、后續(xù)蒸汽驅(qū)開發(fā)過程進(jìn)行模擬。注氮?dú)馀菽埃筒夭沙龀潭葹?9.7%。

2 影響因素敏感性分析

2.1 氣液比

模型中氣液比分別設(shè)定為1∶3、1∶2、1∶1、2∶1、3∶1，保持其他參數(shù)不變，蒸汽驅(qū)結(jié)束后，采出程度隨氣液比的變化曲線見圖1。

由圖1可知，隨著氣液比的增加，采出程度先增加后減小。當(dāng)氣液比小于一定值時(shí)，氣液比越大，發(fā)泡劑在地層內(nèi)發(fā)泡越充分，調(diào)剖效果越好;當(dāng)氣液比大于一定值時(shí)，注入地層內(nèi)的發(fā)泡劑已充分發(fā)泡，繼續(xù)加大氮?dú)獾淖⑷肓咳菀桩a(chǎn)生氣竄，降低波及系數(shù)。故氣液比應(yīng)保持在1∶1～2∶1。

圖1 采出程度隨氣液比的變化曲線

2.2 發(fā)泡劑濃度

模型中發(fā)泡劑質(zhì)量濃度分別設(shè)定為0.25%、0.50%、0.75%、1.00%、1.25%，保持其他參數(shù)不變，蒸汽驅(qū)結(jié)束后，采出程度隨發(fā)泡劑濃度的變化曲線見圖2。

圖2 采出程度隨發(fā)泡劑濃度的變化曲線

由圖2可知，隨著發(fā)泡劑濃度的增加，采出程度逐漸增加，但增加幅度逐漸減小。主要是由于發(fā)泡劑濃度越大，生成的泡沫強(qiáng)度越大，并且發(fā)泡劑中的表面活性劑也會提高蒸汽的洗油效率，故調(diào)剖效果越好，但隨著被波及區(qū)域采出程度的提高，繼續(xù)增加發(fā)泡劑濃度對采收率的影響會越來越小，故采出程度增加幅度逐漸減小?？紤]到成本問題，發(fā)泡劑質(zhì)量濃度應(yīng)保持在0.50%～0.75%。

2.3 注入段塞體積

模型中段塞注入孔隙體積倍數(shù)分別設(shè)定為0.05、0.10、0.15、0.20、0.25，保持其他參數(shù)不變，后續(xù)蒸汽驅(qū)結(jié)束后，采出程度隨注入段塞體積的變化曲線見圖3。

圖3 采出程度隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線

由圖3可知，隨著注入段塞體積的增加，采出程度呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢。當(dāng)注入段塞體積小于一定值時(shí)，注入段塞體積越大，發(fā)泡劑在地層內(nèi)擴(kuò)散的面積及距離越大，調(diào)剖效果越好;當(dāng)注入段塞體積大于一定值時(shí)，一方面氮?dú)庾⑷肓吭黾尤菀桩a(chǎn)生氣竄，另一方面發(fā)泡劑在地層內(nèi)擴(kuò)散面積的增大會封堵一部分含油飽和度較高的通道，從而使得調(diào)剖效果變差。故注入段塞孔隙體積倍數(shù)應(yīng)保持在0.10～0.15。

2.4 注汽強(qiáng)度

模型中注汽強(qiáng)度分別設(shè)定為1.4、1.6、1.8、2.0、2.4 t/(d·m·hm2)，保持其他參數(shù)不變，蒸汽驅(qū)結(jié)束后，采出程度隨注汽強(qiáng)度的變化曲線見圖4。

圖4 采出程度隨注汽強(qiáng)度的變化曲線

由圖4可知，隨著注汽強(qiáng)度的增加，采出程度先增加后減小。當(dāng)注汽強(qiáng)度小于一定值時(shí)，注汽強(qiáng)度越大，蒸汽攜帶熱量越大，熱波及范圍越大，采出程度就越高;當(dāng)注汽強(qiáng)度大于一定值時(shí)，注汽強(qiáng)度增加會導(dǎo)致蒸汽驅(qū)替速度加快，進(jìn)而加劇蒸汽指進(jìn)，從而使得開發(fā)效果變差。故注汽強(qiáng)度應(yīng)保持在1.8～2.0 t/(d·m·hm2)。

2.5 采注比

模型中采注比分別設(shè)定為0.8∶1.0、1.0∶1.0、1.2∶1.0、1.5∶1.0、2.0∶1.0，保持其他參數(shù)不變，蒸汽驅(qū)結(jié)束后，采出程度隨采注比的變化曲線見圖5。

圖5 采出程度隨采注比的變化曲線

由圖5可以看出，隨著采注比的增加，采出程度呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢。當(dāng)采注比小于一定值時(shí)，注汽量不變，采注比越大，油井產(chǎn)油越多;當(dāng)采注比大于一定值時(shí)，采注比越大，注采井間的壓力梯度越大，會導(dǎo)致蒸汽指進(jìn)加劇，降低蒸汽波及系數(shù)，從而使得采出程度減小。故采注比應(yīng)保持在1.0∶1.0～1.2∶1.0。

3 主控因素確定

采用正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)方法，分析各因素對采出程度的影響程度，并對其大小進(jìn)行排序，從而確定特稠油油藏蒸汽驅(qū)后轉(zhuǎn)氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)的主控因素。25種計(jì)算方案的各因素取值和計(jì)算結(jié)果如表1所示。

利用正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)的計(jì)算結(jié)果，對各因素不同水平的采出程度進(jìn)行平均化處理，然后計(jì)算出各因素不同水平平均采出程度的級差值，由級差值判斷各因素對采出程度的影響。分析結(jié)果見表2。

表1 正交數(shù)值實(shí)驗(yàn)方案及計(jì)算結(jié)果

表2 不同正交設(shè)計(jì)方案級差分析

由表2可知，采注比各水平平均值的級差遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于其他4個因素，說明采注比對采出程度的影響程度最大，為淺層特稠油油藏蒸汽驅(qū)后期轉(zhuǎn)氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)的主控因素。各因素對采出程度的影響程度大小的排序?yàn)椴勺⒈?、注入段塞體積、注汽強(qiáng)度、發(fā)泡劑濃度、氣液比。各因素影響程度的確定，為蒸汽驅(qū)后期最優(yōu)方案的制訂提供了依據(jù)。

4 結(jié)論

(1)隨著氣液比、注入段塞體積、注汽強(qiáng)度、采注比的增加，氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)采出程度先增加后減小，隨著發(fā)泡劑濃度的增加，氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)采出程度逐漸增加，但增加幅度逐漸減小。

(2)采注比為淺層特稠油油藏蒸汽驅(qū)后期轉(zhuǎn)氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)的主控因素，各因素對采出程度的影響程度大小的排序?yàn)椴勺⒈?、注入段塞體積、注汽強(qiáng)度、發(fā)泡劑濃度、氣液比。

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