稠油注氣二次泡沫油形成機(jī)理及數(shù)值模擬

孫曉飛，張艷玉，段學(xué)葦，趙春燕，李星民

[1.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266555； 2.中國(guó)石油 塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒 841000；3.中國(guó)石油 新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 8340003；4.中國(guó)石油 勘探開發(fā)研究院，北京100083]

稠油注氣二次泡沫油形成機(jī)理及數(shù)值模擬

孫曉飛1，張艷玉1，段學(xué)葦2，趙春燕3，李星民4

[1.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266555； 2.中國(guó)石油 塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒 841000；3.中國(guó)石油 新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 8340003；4.中國(guó)石油 勘探開發(fā)研究院，北京100083]

從油氣形成二次泡沫油的角度出發(fā)，研究改善稠油油藏冷采后期開發(fā)效果的新方法。首先，設(shè)計(jì)泡沫油非常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)，驗(yàn)證注氣二次泡沫油形成的可行性，揭示其提高采收率機(jī)理。在此基礎(chǔ)上，通過填砂管實(shí)驗(yàn)研究天然氣吞吐、連續(xù)和間歇?dú)怛?qū)過程中二次泡沫油形成過程，并建立考慮泡沫油注氣特征的油藏?cái)?shù)值模擬模型，模擬注氣二次泡沫油形成機(jī)理，評(píng)價(jià)實(shí)際油藏中不同注氣方式下二次泡沫油提高采收率效果。實(shí)驗(yàn)研究表明，注入天然氣可以形成二次泡沫油，其主要的提高采收率機(jī)理為體積膨脹、粘度降低以及輕組分含量增加。天然氣吞吐較衰竭開發(fā)提高采出程度7.24%，而連續(xù)與間歇?dú)怛?qū)導(dǎo)致泡沫油現(xiàn)象減弱或消失，進(jìn)而使得采出程度低于衰竭開發(fā)實(shí)驗(yàn)。油藏?cái)?shù)值模擬研究表明，由于注氣二次泡沫油的形成，平臺(tái)12口井8輪次天然氣吞吐累積產(chǎn)油量較衰竭開發(fā)增加14.7%。行列連續(xù)、間歇和邊部氣驅(qū)氣竄現(xiàn)象嚴(yán)重，無法形成二次泡沫油。

氣驅(qū)；天然氣吞吐；泡沫油；稠油；油藏?cái)?shù)值模擬；提高采收率

中國(guó)新疆油田、吐哈油田、加拿大以及委內(nèi)瑞拉Orinoco重油帶稠油資源十分豐富，其中部分油藏冷采過程中產(chǎn)出油呈現(xiàn)連續(xù)的泡沫狀態(tài)，油藏生產(chǎn)氣油比上升速度緩慢。油藏采收率與采油速度較高[1-3]。研究表明[4-6]，上述生產(chǎn)特征出現(xiàn)的原因是降壓過程中從原油中逸出的溶解氣以小氣泡的形式分散在油相中形成泡沫油。但隨著油藏的開發(fā)，分散在油相中的小氣泡逐漸聚集形成連續(xù)的氣相，導(dǎo)致泡沫油現(xiàn)象逐漸消失，油藏生產(chǎn)氣油比迅速上升，產(chǎn)量遞減加快。因此，如何延長(zhǎng)泡沫油作用時(shí)間，有效改善冷采后期開發(fā)效果成為亟待解決的關(guān)鍵問題。但是，目前國(guó)內(nèi)外專家學(xué)者對(duì)于冷采后期開發(fā)技術(shù)的相關(guān)研究較少，研究的重點(diǎn)仍然集中在泡沫油冷采階段[7-10]。例如，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究主要是通過填砂管實(shí)驗(yàn)明確原油粘度、瀝青質(zhì)含量、滲透率、細(xì)砂含量與壓力衰竭速度等參數(shù)對(duì)泡沫油冷采開發(fā)效果的影響規(guī)律；而油藏?cái)?shù)值模擬研究主要是通過調(diào)整的黑油、擬泡點(diǎn)、TFE和ARC等模型模擬泡沫油冷采開發(fā)過程。因此，本文從產(chǎn)出氣回注形成二次泡沫油的角度出發(fā)，研究改善該類稠油油藏冷采后期開發(fā)效果的方法。

1 稠油注氣二次泡沫油形成實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用委內(nèi)瑞拉Orinoco稠油脫氣原油密度和粘度分別為1.013 g/cm3和24 715 mPa·s(50 ℃)。地層油樣是利用油藏產(chǎn)出油與天然氣在油藏溫度54.2 ℃，地層原始?jí)毫?.65 MPa條件下復(fù)配而成。地層原油泡點(diǎn)壓力為4.95 MPa、氣油比為15 m3/m3，密度和體積系數(shù)為0.957 g/cm3和1.173 m3/m3。天然氣由甲烷與二氧化碳按體積比8 ∶1配制而成，所用二氧化碳和甲烷氣體純度均為99.999%。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及步驟

1.2.1 泡沫油非常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)

由于泡沫油注氣后相行為與常規(guī)原油存在較大差異，本文提出了一種能夠反映泡沫油相行為特征的非常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)方法。該實(shí)驗(yàn)方法除了可以獲得常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)參數(shù)(泡點(diǎn)壓力、膨脹系數(shù)和粘度等)外，還可以確定兩個(gè)新參數(shù)：擬泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)。擬泡點(diǎn)壓力定義為注入氣—泡沫油系統(tǒng)中氣泡開始聚并，即泡沫油現(xiàn)象開始消失時(shí)的壓力。擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)定義為流體擬泡點(diǎn)壓力下的體積與流體原始擬泡點(diǎn)壓力下體積的比值。通過綜合分析上述實(shí)驗(yàn)參數(shù)可以評(píng)價(jià)注氣過程中二次泡沫油形成的可能性，定量表征不同注氣量下泡沫油生產(chǎn)和消失時(shí)的膨脹能力。實(shí)驗(yàn)儀器如圖1所示,實(shí)驗(yàn)步驟如下。

① 將配樣器中一定量復(fù)配地層油轉(zhuǎn)入PVT儀，保持地層條件穩(wěn)定5 h。

② 以高于地層壓力10 kPa的壓力導(dǎo)入落球粘度計(jì)約40 cm3樣品測(cè)量其粘度。之后，進(jìn)行單次脫氣實(shí)驗(yàn)和油、氣樣品色譜分析。

③ 確定擬泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)：PVT筒壓力從地層壓力降低至大氣壓力，每級(jí)降壓后不進(jìn)行攪拌，保持靜止一天，保持PVT筒中原油為泡沫油狀態(tài)。當(dāng)壓力低于擬泡點(diǎn)壓力后，泡沫油中的氣泡開始脫離油相形成自由氣相，泡沫油現(xiàn)象消失，因此，壓力和體積曲線的拐點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力即為擬泡點(diǎn)壓力，對(duì)應(yīng)的體積可用于計(jì)算擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)。

圖1 泡沫油非常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Flow diagram of the unconventional foamy oil swelling experiment

④ PVT筒中注入一定量的天然氣，攪拌使得泡沫油-注入氣體系為單相，之后按照步驟②—③測(cè)量該注氣量下體系的粘度、擬泡點(diǎn)以及油、氣組成，記錄各個(gè)壓力下體積變化情況。

⑤ 增加注入氣量，重復(fù)步驟④，直到擬泡點(diǎn)壓力達(dá)到地層壓力。

⑥ 泡點(diǎn)壓力和泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)等參數(shù)由常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)確定。不同之處在于步驟③中每級(jí)降壓后對(duì)樣品充分?jǐn)嚢?，使泡沫油中小氣泡聚并脫離油相，泡沫油現(xiàn)象消失，從而得到常規(guī)注氣膨脹參數(shù)。

1.2.2 泡沫油注氣填砂管實(shí)驗(yàn)

根據(jù)委內(nèi)瑞拉Orinoco油藏平均滲透率、顆粒組成等油田實(shí)際數(shù)據(jù)，利用60～80目的石英砂填制實(shí)驗(yàn)用巖心。實(shí)驗(yàn)流程圖見圖2所示。共設(shè)計(jì)注氣吞吐、連續(xù)注氣和間歇注氣3類實(shí)驗(yàn)。

1) 壓力衰竭實(shí)驗(yàn)(方案1)

壓力衰竭實(shí)驗(yàn)用于模擬稠油降壓冷采過程，實(shí)驗(yàn)步驟為：

① 填砂管抽真空24 h后，以0.5%NaCl水溶液模擬地層水慢速飽和填砂管2個(gè)PV，飽和水過程中，計(jì)量注入量計(jì)算孔隙體積，并通過不同的注入速度，結(jié)合達(dá)西定律確定填砂管滲透率；

② 通過高壓計(jì)量泵將地層油以0.5 mL/min的速率泵入填砂管，直到回壓閥后產(chǎn)出油氣油比與實(shí)驗(yàn)用地層油氣油比相同；

③ 老化12 h后，通過調(diào)整回壓閥降低填砂管壓力，壓降速度為0.8 MPa/h。

實(shí)驗(yàn)過程中利用計(jì)算機(jī)采集圖2所示各點(diǎn)壓力數(shù)據(jù)，并通過電子天平和量氣瓶計(jì)量產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量。

2) 注天然氣吞吐實(shí)驗(yàn)(方案2)

注天然氣吞吐實(shí)驗(yàn)步驟為：

① 填砂管制備與方案1相同；

② 以0.8 MPa/h的壓力衰竭速度逐漸降低回壓壓力至注氣時(shí)機(jī)壓力4 MPa；

③ 以注入壓力12 MPa從標(biāo)號(hào)為1處(圖2)注入0.2PV天然氣，之后燜井2d；

④ 以0.8 MPa/h的壓力衰竭速度繼續(xù)降低回壓壓力至大氣壓。

3) 連續(xù)氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)(方案3—5)

連續(xù)氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)步驟為：

① 巖心制備與方案1相同；

② 以0.8 kPa/min的壓力衰竭速度逐漸降低回壓壓力至注氣時(shí)機(jī)壓力(方案3為6 MPa，方案4為4 MPa，方案5為1.5 MPa)；

③ 以15 mL/min的注入速度從標(biāo)號(hào)為2處(圖2)注入一定量天然氣；

④ 注入天然氣氣竄后以0.8 kPa/min的壓力衰竭速度繼續(xù)降低回壓壓力至大氣壓。

4) 間歇?dú)怛?qū)實(shí)驗(yàn)(方案6—8)

間歇?dú)怛?qū)實(shí)驗(yàn)步驟為：

① 巖心制備與方案1相同；

② 以0.8 kPa/min的壓力衰竭速度降壓至注氣時(shí)機(jī)壓力；

③ 以15 ml/min的注入速度從標(biāo)號(hào)為2處(圖2)注入一定量天然氣；

④ 注入天然氣氣竄后以0.8 kPa/min的壓力衰竭速度繼續(xù)降低回壓壓力至下一注氣時(shí)機(jī)壓力；

⑤ 重復(fù)步驟③和④，進(jìn)行5次注氣；

⑥ 注入天然氣后以0.8 kPa/min的壓力衰竭速度繼續(xù)降低回壓壓力至大氣壓。方案1—8具體的填砂管參數(shù)和實(shí)驗(yàn)操作參數(shù)見表1所示。

圖2 稠油注氣填砂管實(shí)驗(yàn)流程Fig.2 Flow diagram of the gas flooding experiment in sandpacks

表1 稠油注氣填砂管實(shí)驗(yàn)結(jié)果

Table 1 Experiment results of injecting gas into sandpacks

實(shí)驗(yàn)編號(hào)方案1方案2方案3方案4方案5方案6方案7方案8填砂管參數(shù)孔隙度/%41 842 041 041 843 042 542 739 3滲透率/(μm2)7 487 407 507 407 807 607 601 80含油飽和度/%95 896 097 295 098 495 496 797 3實(shí)驗(yàn)控制參數(shù)實(shí)驗(yàn)(油藏)溫度/℃54 254 254 254 254 254 254 254 2初始?jí)毫?地層原始?jí)毫?/MPa8 658 658 658 658 658 658 658 65注氣次數(shù)1111555注氣時(shí)機(jī)/MPa4 06 04 01 55 96 35 8注氣速度/(ml·min-1)12151515151515注氣量/PV0 200 130 130 130 070 140 14實(shí)驗(yàn)結(jié)果衰竭后采收率/%19 0914 841 195 4017 380 011 080 16采出程度/%19 0926 3318 9017 5519 5917 8317 4116 61

表2 注氣后原油組分變化

圖3 泡點(diǎn)壓力、擬泡點(diǎn)壓力和原油粘度與注氣量關(guān)系Fig.3 Relationship between gas injection volume and bubble pressure,pseudo-bubble pressure and viscosity of crude oil

圖4 膨脹系數(shù)與注氣量關(guān)系Fig.4 Relationship between swelling factors and gas injection volume

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

1.3.1 泡沫油非常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)

泡沫油非常規(guī)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)不同注氣量下的泡點(diǎn)壓力、擬泡點(diǎn)壓力和原油粘度實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3，膨脹系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4，色譜分析所得不同注氣量下的原油組成見表2所示。

由圖3可知，泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力隨著注入氣量的增加而增加，由未注氣時(shí)的5.4 MPa和3.1 MPa增加到8.6 MPa和7.5 MPa，且上升速度較慢，反映了良好的注氣特性。由于泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力為泡沫油形成和消失時(shí)的壓力，因此，同一注氣量下同時(shí)存在泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力表明該注氣量和壓力范圍內(nèi)泡沫油現(xiàn)象存在，因此，定義泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力曲線之間的區(qū)域?yàn)樽膺^程中的泡沫油區(qū)域(圖3)。該區(qū)域的存在表明通過注入天然氣的方式可以形成二次泡沫油，但隨著注入氣量的增加，二次泡沫油形成區(qū)域逐漸減少，泡沫油能力變?nèi)酢４送猓S注入氣量增加原油粘度下降迅速，之后下降的速度變緩，當(dāng)注入氣摩爾分?jǐn)?shù)為51%時(shí)，原油粘度為初始原油粘度的55.6%，表明注入氣可以起到降低泡沫油粘度，增加其流動(dòng)性的作用。

由圖4可知，泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)隨著注入氣量增加而升高，當(dāng)注入氣摩爾分?jǐn)?shù)超過19%時(shí)，泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)隨注入氣量成線性增加。注入氣摩爾分?jǐn)?shù)為51%時(shí)，泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)達(dá)到了1.45和1.36。上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，原油中溶解注入氣后體積迅速膨脹，且隨著注入氣量的增加，體積膨脹越大。泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力下的兩組膨脹系數(shù)值可以較好地表征泡沫油狀態(tài)開始和消失時(shí)兩個(gè)極限狀態(tài)下的原油膨脹性，可作為該類稠油油藏注氣開發(fā)評(píng)價(jià)決策的依據(jù)。

由表1注氣后原油組分分析結(jié)果可知，隨著注入氣摩爾分?jǐn)?shù)的升高，泡沫油輕質(zhì)組分百分比C1—C5逐漸增加，中間組分和重質(zhì)組分百分比(C6—C11+)逐漸降低，上述結(jié)果是泡沫油注氣過程中粘度降低的重要原因。

1.3.2 泡沫油注氣填砂管實(shí)驗(yàn)

根據(jù)泡沫油特性，填砂管實(shí)驗(yàn)過程中評(píng)判二次泡沫油是否形成的標(biāo)準(zhǔn)為：①泡沫油生產(chǎn)特征。當(dāng)壓力低于泡點(diǎn)壓力進(jìn)入泡沫油溶解氣驅(qū)階段后，溶解氣逸出分散在油相中生成泡沫油，使得采收率和產(chǎn)油速度迅速增加，但氣油比卻上升緩慢。②產(chǎn)出油存在大量穩(wěn)定分散氣泡，呈泡沫油狀態(tài)。以下通過上述標(biāo)準(zhǔn)，判斷不同注氣條件下二次泡沫油生成情況。

由表2和圖5可知，注氣吞吐(方案2)較壓力衰竭(方案1)采出程度提高7.24%，吞吐生產(chǎn)階段采出程度和氣油比表現(xiàn)出泡沫油生產(chǎn)特征，且注氣吞吐生產(chǎn)過程中，產(chǎn)油峰值時(shí)產(chǎn)出油為泡沫油狀態(tài)，油中存在大量穩(wěn)定的小氣泡。由此可知，降壓生產(chǎn)時(shí)形成有效的二次泡沫油流，起到了延長(zhǎng)泡沫油流作用時(shí)間，提高采收率的作用。此外，注入天然氣可以較好地補(bǔ)充地層能量。天然氣吞吐前由于壓力衰竭開發(fā)過程使得填砂管壓力由初始?jí)毫?.6 MPa降低到4 MPa，但注氣后填砂管壓力迅速上升，即使注氣燜井后填砂管壓力仍然可以達(dá)到原始?jí)毫?3.3 MPa。

由表2和圖6可知，方案3和方案4采出程度分別為18.9%和17.55%，均低于壓力衰竭實(shí)驗(yàn)(19.09%)，方案5采出程度略高于壓力衰竭實(shí)驗(yàn)0.5%，連續(xù)氣驅(qū)總體提高采收率效果不明顯，且由圖6可知，方案3和方案4注氣氣竄后采出程度增加幅度減小，沒有表現(xiàn)出方案1所示泡沫油溶解氣驅(qū)階段的生產(chǎn)特征，由此推斷氣驅(qū)過程中泡沫油生產(chǎn)特征消失。由此可知，連續(xù)注氣沒有形成有效的二次泡沫油溶解氣驅(qū)過程。

圖5 方案1和方案2采出程度和壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Oil recovered through schemes 1 and 2 under different pressures

圖6 連續(xù)氣驅(qū)采出程度和壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.6 Oil recovered through a continuous gas injection under different pressures

分析原因如下，當(dāng)注氣時(shí)刻高于泡點(diǎn)壓力時(shí)(方案3)，填砂管中存在大量未溶解入原油的注入氣，后續(xù)降壓生產(chǎn)過程中，析出的溶解氣受注入氣的影響，很難形成泡沫油。當(dāng)注氣時(shí)刻在泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力之間時(shí)(方案4)，原油為泡沫油狀態(tài)，此時(shí)注入氣使得分散在油相中的小氣泡迅速聚并形成連續(xù)氣相，導(dǎo)致泡沫油溶解氣驅(qū)階段的泡沫油增油機(jī)理減弱，甚至消失。而當(dāng)注氣時(shí)刻低于擬泡點(diǎn)壓力時(shí)(方案5)，大多數(shù)原油已通過泡沫油溶解氣驅(qū)機(jī)理采出(17.38%)，注氣前巖心中存在大量連續(xù)氣體(含氣飽和度已增加至18.64%)，注入氣快速氣竄至生產(chǎn)井導(dǎo)致生產(chǎn)氣油比劇烈上升，注入氣體與原油接觸時(shí)間少，很難溶于原油形成二次泡沫油。

由表2和圖7可知，間歇?dú)怛?qū)方案6—8采收率均低于壓力衰竭實(shí)驗(yàn)采收率。雖然各組方案中每次注氣后可以使得填砂管壓力增加，采出程度提高，但隨壓力的降低，采出程度增加幅度隨之降低，生產(chǎn)氣油比迅速上升，泡沫油生產(chǎn)特征消失，導(dǎo)致采出程度低于壓力衰竭實(shí)驗(yàn)。由此可知，間歇注氣沒有形成二次泡沫油，反而對(duì)泡沫油溶解氣驅(qū)的產(chǎn)生有負(fù)面影響，即使低滲透油藏、較小間歇注氣注氣量的條件下，間歇注氣效果仍不理想(方案6—8)。分析原因在于間歇?dú)怛?qū)過程中，多次注氣過程使得分散在油相中的小氣泡聚集并形成連續(xù)氣相，導(dǎo)致泡沫油溶解氣驅(qū)階段的泡沫油增油機(jī)理減弱，甚至消失。此外，注入氣快速氣竄使得注入氣體與原油接觸時(shí)間少，天然氣的膨脹與降粘機(jī)理難以發(fā)揮作用。

方案6和方案7用于研究小注氣段塞下的間歇?dú)怛?qū)開發(fā)效果。兩組實(shí)驗(yàn)條件相同，只是方案7注入天然氣段塞是方案6的兩倍。由表2和圖7可知，方案6和方案7的采收率分別為17.83%和17.41%，即小段塞對(duì)于泡沫油間歇注氣開發(fā)有利。這是由于氣體段塞越大，氣體突破時(shí)間越短，分散在油中的小氣泡越容易聚并形成連續(xù)氣相，導(dǎo)致泡沫油溶解氣驅(qū)效果越差。

方案7和方案8用于研究滲透率對(duì)間歇?dú)怛?qū)開發(fā)效果的影響。由表2和圖7可知，方案7和方案8的采出程度為17.41%和16.61%。上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，間歇?dú)怛?qū)對(duì)開發(fā)低滲透稠油油藏適應(yīng)性較差?？赡艿脑蛟谟冢孩俑邼B透率儲(chǔ)層具有較大的孔隙度，注入的天然氣首先在高滲透率連通孔隙中滲流，因此，能夠接觸并驅(qū)替更多原油；②高滲透率儲(chǔ)層在泡沫油溶解氣驅(qū)過程中容易產(chǎn)生高的過飽和度和臨界含氣飽和度，從而有效延長(zhǎng)泡沫油溶解氣驅(qū)機(jī)理作用時(shí)間，避免氣油比的上升[11]；③對(duì)于低滲透率的水濕油藏，大多數(shù)孔隙被水充填，注入氣通過滲透率高的大通道驅(qū)替原油，從而使得小孔隙中捕集的原油無法采出，導(dǎo)致低滲油藏間歇?dú)怛?qū)效果較差。

圖7 間歇?dú)怛?qū)采收率和壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.7 Oil recovered with a continuous gas injection under different pressures

2 注氣二次泡沫油形成數(shù)值模擬

目標(biāo)區(qū)塊位于東委內(nèi)瑞拉盆地南緣，可采儲(chǔ)量35.56×108bbl。2006年9月投產(chǎn)以來，采用整體叢式水平井，依靠天然能量進(jìn)行冷采開發(fā)，水平段長(zhǎng)度800～1 200 m，排距600 m或300 m。目前，油藏開發(fā)進(jìn)入油氣兩相流階段，部分油井逐漸出現(xiàn)了產(chǎn)量遞減加快(遞減率為1.8%)，生產(chǎn)氣油比升高(氣油比迅速增加至原始?xì)庥捅鹊?.6倍)等問題[12-13]。為此，以該典型區(qū)塊為研究目標(biāo)，基于上述室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法，進(jìn)一步評(píng)價(jià)注氣形成二次泡沫油改善冷采后期開發(fā)效果的可行性。

2.1 泡沫油數(shù)值模擬模型的建立

綜合考慮天然氣吞吐及天然氣驅(qū)的技術(shù)特點(diǎn)、現(xiàn)有水平井長(zhǎng)度、油藏非均質(zhì)性以及模擬器運(yùn)算速度等因素，通過網(wǎng)格粗化技術(shù)將區(qū)塊精細(xì)地質(zhì)模型粗化[14]。之后，利用CMG油藏?cái)?shù)值模擬軟件，分別建立適應(yīng)于開展天然氣吞吐及天然氣驅(qū)的A平臺(tái)及B區(qū)塊地質(zhì)模型。其中，A平臺(tái)模型平面網(wǎng)格精度為100 m×100 m，x和y方向網(wǎng)格數(shù)為32×12，縱向上為9個(gè)模擬層。B區(qū)塊3個(gè)方向網(wǎng)格數(shù)為94×150×10，總網(wǎng)格數(shù)為141 000。生產(chǎn)井位于第7模擬層，300 m井距部署了96口水平井。

目前，國(guó)內(nèi)外專家學(xué)者主要通過調(diào)整的黑油、TFE和ARC等模型模擬泡沫油溶解氣驅(qū)過程[10]。本文在前期對(duì)上述模型系統(tǒng)評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上[15]，選擇TFE模型作為后續(xù)研究的基礎(chǔ)模型。該模型將氣體分為溶解氣、分散氣和自由氣3類，其中，分散氣代表油相中的非連續(xù)氣泡，因此，計(jì)算油相壓縮系數(shù)、粘度等參數(shù)時(shí)綜合考慮了氣泡的影響，而自由氣代表氣相中連續(xù)的氣體。此外，在CMG軟件STARS模擬器中建立公式(1)和(2)所示兩個(gè)動(dòng)力學(xué)方程表述三種氣體之間的動(dòng)態(tài)質(zhì)量轉(zhuǎn)化關(guān)系。

溶解氣—分散氣：X1=F1([Gsoleq]- [Gsol])

(1)

分散氣—自由氣：X2=F2[Gdisp]

(2)

為了表征注氣后二次泡沫油形成過程，在上述TFE模型的基礎(chǔ)上，通過公式(3)描述二次泡沫油形成過程，從而建立了模擬泡沫油注氣過程的6組分(水、原油、溶解氣、分散氣、自由氣和注入氣)模型。

注入氣—溶解氣：X3=F3[Ginject]

(3)

式(1)—(3)中：Xi為單位體積的質(zhì)量變化，代表4種氣體組分之間的轉(zhuǎn)化速度；Fi為反應(yīng)因子，代表氣泡聚集、增長(zhǎng)等變化速度；[Gsoleq]，[Gsol]，[Gdisp]和[Ginject]為溶解氣平衡濃度、溶解氣濃度、分散氣濃度和注入氣濃度。

在上述模型組分個(gè)數(shù)確定的基礎(chǔ)上，根據(jù)平衡狀態(tài)下測(cè)量的原油高壓物性參數(shù)，結(jié)合相態(tài)擬合過程確定了各組分的臨界壓力、臨界溫度、K(熱力學(xué)平衡常數(shù))值等性質(zhì)參數(shù)，之后，結(jié)合STARS模擬器中輸入的初始反應(yīng)因子Fi(由實(shí)驗(yàn)時(shí)間估算)，可以完成公式(1)—(3)所示各氣組分之間質(zhì)量轉(zhuǎn)換的計(jì)算。

該類稠油油藏冷采中，由于氣泡分散在油相中形成泡沫油，使得氣相的流動(dòng)速度降低，臨界含氣飽和度提高(連續(xù)氣相形成，可以流動(dòng)時(shí)的含氣飽和度)，因此，數(shù)值模擬過程中，通過公式(4)—(7)模擬泡沫油現(xiàn)象對(duì)油氣相對(duì)滲透率曲線的影響[16-17]。

(4)

(5)

(6)

(7)

由公式(6)和(7)可知，隨著油相滲流速度v的增加，臨界含氣飽和度Sgc增加，而氣相相對(duì)滲透率曲線最大值降低，從而可以較好地模擬泡沫油形成對(duì)氣相滲流的影響。由于公式(1)—(3)中初始反應(yīng)因子Fi和氣、油相對(duì)滲透率曲線具有較高的不確定性，上述參數(shù)的最終值通過擬合上述壓力衰竭實(shí)驗(yàn)和注氣實(shí)驗(yàn)確定。

2.2 天然氣吞吐數(shù)值模擬

基于上述A平臺(tái)模型，在歷史擬合和參數(shù)影響規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，通過正交設(shè)計(jì)方法確定最優(yōu)的天然氣吞吐方案[18-19]：當(dāng)?shù)貙訅毫? MPa時(shí)A平臺(tái)12口井開始整體吞吐8個(gè)輪次，注氣速度30×104m3/d，周期注氣量360×104m3，每個(gè)周期遞增10%，燜井時(shí)間均為5 d。上述最優(yōu)方案模擬計(jì)算至2032年，平臺(tái)整體天然氣吞吐采出程度為10.85%，較衰竭開發(fā)增產(chǎn)油量182 044 m3，增幅為14.7%。有效的二次泡沫油溶解氣驅(qū)機(jī)理是提高采收率的主要原因。由圖8可知，天然氣吞吐前，油藏進(jìn)入油氣兩相流階段，近井周圍泡沫油現(xiàn)象消失，主要以自由氣為主，僅在生產(chǎn)井之間區(qū)域存在泡沫油(圖8a)。而第一輪次天然氣吞吐注入天然氣后，由于高壓下部分氣體溶于原油，使得天然氣吞吐生產(chǎn)階段近井周圍形成二次泡沫油(分散氣摩爾分?jǐn)?shù))(圖8b)，且泡沫油現(xiàn)象在之后多個(gè)天然氣吞吐輪次中均有出現(xiàn)，從而證明天然氣吞吐可以保持長(zhǎng)時(shí)間的泡沫油溶解氣驅(qū)過程。此外，由于二次泡沫油的產(chǎn)生，使得近井周圍原油粘度大幅下降，增加了原油的流動(dòng)性(圖8c，d)。此外，目前地層壓力(4 MPa)下注入天然氣，地層壓力隨之增加(圖8e，f)，與衰竭開發(fā)相比，第一輪次吞吐注氣后油藏平均油藏壓力提高388 kPa，8輪次吞吐平均提高389 kPa。因此，多輪次天然氣吞吐在一定程度上可以起到改善泡沫油冷采后期開發(fā)效果的作用。

2.3 天然氣驅(qū)數(shù)值模擬

從B區(qū)塊的地質(zhì)構(gòu)造和開發(fā)實(shí)際出發(fā)，分別設(shè)計(jì)行列連續(xù)氣驅(qū)、行列間歇?dú)怛?qū)和邊部連續(xù)氣驅(qū)(低部位注氣和高部位注氣)3種方式。行列連續(xù)和間歇?dú)怛?qū)數(shù)值模擬過程中，每隔4排將一排生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注氣井，行列連續(xù)注氣生產(chǎn)井產(chǎn)液速度為160 m3/d，注氣壓力為15 MPa。行列間歇?dú)怛?qū)注氣與間歇時(shí)間比為1 ∶1，注氣時(shí)間為3個(gè)月，生產(chǎn)井產(chǎn)液速度為160 m3/d。邊部連續(xù)注氣分別在構(gòu)造的低部位和高部位選取四口生產(chǎn)井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，注氣速度為30萬m3/d，生產(chǎn)井產(chǎn)液速度為160 m3/d。三種方式注氣速度見表3所示。

由表3可知，無論何種注氣速度和注氣方式下天然氣驅(qū)的采出程度等均小于衰竭開發(fā)采出程度，且注氣過程中分散氣摩爾分?jǐn)?shù)幾乎為0，因此，行列連續(xù)氣驅(qū)、行列間歇?dú)怛?qū)和邊部連續(xù)氣驅(qū)不宜作為改善該類稠油油藏冷采后期開發(fā)效果的接替技術(shù)，上述油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果相一致。

圖8 第一輪次吞吐前、后氣體摩爾分?jǐn)?shù)、原油粘度和油藏壓力對(duì)比Fig.8 Comparison of free gas mole fraction distribution,reservoir pressure and oil viscosity before and after the first run of gas huff and puff

表3 天然氣驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果

Table 3 Numerical modeling of natural gas injection

注氣方式注氣速度/(104m3·d-1)與衰竭開發(fā)相比增產(chǎn)油量/m3采出程度/%衰竭開發(fā)10 44連續(xù)氣驅(qū)10-87463510 2220-63609810 2830-43731810 3340-27829310 3750-15902510 40間歇?dú)怛?qū)20-79512310 24低部位注氣20-27829310 37高部位注氣20-19878110 39

3 結(jié)論

1) 泡沫油區(qū)域的存在證明注氣過程可以形成二次泡沫油，但隨著注入氣量的增加，該區(qū)域逐漸減少。隨著注入氣量的增加，泡點(diǎn)壓力、擬泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)逐漸增加。泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力膨脹系數(shù)可以表征泡沫油狀態(tài)開始和消失時(shí)的原油膨脹性，可作為該類稠油油藏注氣開發(fā)的評(píng)價(jià)決策的依據(jù)。

2) 單輪次天然氣吞吐實(shí)驗(yàn)采出程度較衰竭開發(fā)提高7.24%，其主要機(jī)理為有效的二次泡沫油溶解氣驅(qū)。連續(xù)與間歇?dú)怛?qū)過程中注入氣的快速突破，使得油相中分散氣泡迅速聚并，導(dǎo)致泡沫油現(xiàn)象減弱或消失。因此，在該實(shí)驗(yàn)條件下，連續(xù)與間歇?dú)怛?qū)不宜作為該類稠油油藏冷采后期的接替技術(shù)。

3) 考慮泡沫油注氣特征的油藏?cái)?shù)值模擬研究表明，平臺(tái)12口井8輪次天然氣吞吐累積產(chǎn)油量較壓力衰竭開發(fā)增加14.7%，二次泡沫油的形成、近井周圍原油粘度降低和油藏壓力提高是其改善該類稠油冷采后期開發(fā)效果的主要原因。

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(編輯 董 立)

A study on mechanisms and numerical simulation of secondary foamy oil by gas injection in heavy oil reservoirs

Sun Xiaofei1,Zhang Yanyu1,Duan Xuewei2,Zhao Chunyan3,Li Xingmin4

[1.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China;2.TarimOilfieldCompany,PetroChina,Korla,Xinjiang841000,China;3.InstituteofEngineeringandTechnology,XinjiangOilFieldCompany,Karamay,Xinjiang834000,China;4.RescarchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China]

The paper attempted to propose a new method of improving later stage performance of cold production from heavy oil reservoirs in respect of forming secondary foamy oil through gas injection.A foamy oil unconventional swelling experiment was designed and carried out to verify the feasibility of generating secondary foamy oil by gas injection and reveal its mechanism of enhancing oil recovery.And then based on the experiment,a sandpack experiment was performed to study the formation of foamy oil during natural gas huffs and puffs,and continuous and intermittent gas flooding processes.The possibility of establishing a numerical model with gas injection characteristics of foamy oil reservoirs incorporated was explored so as to serve for simulating the mechanism of foamy oil formation and later evaluation of EOR results of secondary foamy oil with different ways of gas injection in fields.The results showed that gas injection formed secondary foamy oil with better EOR results in that the oil facilitated the volume expansion,viscosity reduction and light component increase in heavy crude.Compared with natural depletion,the natural gas huff and puff process,with a rich foamy oil fluid generated,was 7.24% higher in terms of recovery percent of reserves;but the continuous and intermittent gas injection processes yielded negative result as they weakened or totally destroyed the foamy oil.Numerical modeling also indicated that the natural gas huff and puff performed better with a cumulative oil production increased by 14.7% after 8 rounds of huff and puff processes in 12 wells;while the continuous and intermittent gas injections as well as edge gas injection were unable to generate secondary foamy oil fluids because of massive gas channeling.

gas flooding,natural gas huff and puff,foamy oil,heavy oil,reservoir numerical model,EOR

2015-12-17;

2017-02-08。

孫曉飛(1984—)，男，博士、講師，油氣田開發(fā)工程。E-mail:sunxiaofei540361@163.com。

國(guó)家自然基金青年基金項(xiàng)目(51604293)；山東省自然科學(xué)基金項(xiàng)目(ZR2016EEB30)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金資助(17CX02009A)。

0253-9985(2017)02-0391-09

10.11743/ogg20170220

TE348

A