凝膠泡沫輔助多元熱流體吞吐注入?yún)?shù)正交優(yōu)化

王飛，宮汝祥，黃子俊，戎凱旋，王麗婭，王鵬潤

凝膠泡沫輔助多元熱流體吞吐注入?yún)?shù)正交優(yōu)化

王飛，宮汝祥，黃子俊，戎凱旋，王麗婭，王鵬潤

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 塘沽 300459）

多元熱流體吞吐技術(shù)是目前海上提高稠油油田單井產(chǎn)能有效的技術(shù)手段，針對吞吐過程中出現(xiàn)的氣竄問題，現(xiàn)場采用溫敏凝膠泡沫化學(xué)調(diào)堵體系進行氣竄預(yù)防及治理，為了取得較好的調(diào)堵效果，需要對溫敏凝膠泡沫體系的注入?yún)?shù)進行合理的優(yōu)化和調(diào)整。為此，基于室內(nèi)實驗封堵機理研究及性能評價，通過數(shù)值模擬方法對溫敏凝膠的油藏適應(yīng)性進行分析評價，采用多因素正交分析方法對注入?yún)?shù)的敏感性進行排序，并優(yōu)化出合理的注入?yún)?shù)，從而為現(xiàn)場多元熱流體吞吐氣竄防治提供理論指導(dǎo)。

稠油； 溫敏凝膠； 多元熱流體； 正交

渤海稠油資源豐富，如何高效開發(fā)海上稠油油田是渤海稠油上產(chǎn)的重點突破方向[1]。對于原油黏度在350～10 000 mPa·s的稠油油田，渤海在B油田進行了首次多元熱流體吞吐現(xiàn)場試驗，取得了初步熱采開發(fā)經(jīng)驗[2-4]。但在多輪次多元吞吐注熱過程中，多井出現(xiàn)了不同程度的氣竄現(xiàn)象，對鄰井正常生產(chǎn)造成一定影響[5-7]。因此，現(xiàn)場開展了溫敏凝膠泡沫調(diào)堵技術(shù)研究[8-9]。要想取得較好的調(diào)堵效果，需要對溫敏凝膠堵劑的注入?yún)?shù)進行合理的優(yōu)化和調(diào)整。目前針對調(diào)堵劑的注入?yún)?shù)優(yōu)化多采用單因素方法，但用這種方法難以體現(xiàn)多因素之間的相互影響[10]。因此針對溫敏凝膠泡沫輔助多元熱流體吞吐的注入?yún)?shù)設(shè)計，在單因素分析的基礎(chǔ)之上進行多因素正交實驗方案設(shè)計，并利用數(shù)值模擬方法確定最優(yōu)注入?yún)?shù)組合，從而為現(xiàn)場溫敏凝膠調(diào)堵注入?yún)?shù)提供可靠的理論指導(dǎo)。

1 油田概況

B油田為渤海海域普通稠油油藏，鼻狀構(gòu)造特征，油藏埋深900～1 300 m，儲層為河流相沉積，砂體連續(xù)性較好。儲層具有高孔高滲特征，孔隙度24%～35%，儲層滲透率（100～5 000）×10-3μm2，地面脫氣油黏度1 654～3 893 mPa·s。該油田前期采用不規(guī)則井網(wǎng)冷采方式進行衰竭開采，油井產(chǎn)能低，采油速度低。

參考目標油藏熱采試驗區(qū)儲層典型特征值和井網(wǎng)井型，利用CMG數(shù)值模擬軟件建立五點法井組機理模型，進行數(shù)值模擬研究（圖1），模型參數(shù)取值見表1。

圖1 五點法井網(wǎng)概念模型

表1 模型參數(shù)取值

2 單因素分析

首先，以周期增油量和竄流系數(shù)為評價指標，針對溫敏凝膠泡沫輔助多元熱流體吞吐注入?yún)?shù)開展單因素分析，研究在其他參數(shù)不變的條件下，只改變其中一種參數(shù)的取值時對封堵效果的影響。

2.1 起泡劑濃度分析

保持氣液比、凝膠濃度、凝膠用量等參數(shù)不變的條件下，研究不同起泡劑濃度時，對溫敏凝膠泡沫體系封堵性能的影響。從圖2可以看出，隨著起泡劑濃度的增大，泡沫體系在地層中的穩(wěn)定性逐漸增強，近井地帶含氣飽和度明顯增大，氣體竄流得到明顯抑制，鄰井竄流系數(shù)逐步減小，吞吐周期增油量逐漸增加。

圖2 起泡劑濃度敏感性分析

2.2 凝膠濃度分析

在泡沫濃度、注入速度、注入溫度等其他參數(shù)保持不變條件下，研究不同凝膠濃度時，對溫敏凝膠泡沫體系封堵性能的影響。從圖3可以看出，隨著凝膠濃度的增大，注入結(jié)束后儲層氣相參與阻力因子系數(shù)顯著增加，有效抑制氣體竄流，鄰井竄流系數(shù)下降明顯。當凝膠濃度大于1.5時，竄流系數(shù)下降幅度減緩，增油幅度減小。

圖3 凝膠濃度敏感性分析

2.3 凝膠注入量分析

凝膠用量對于氣竄封堵效果較為敏感，從圖4可以看出，隨著凝膠注入量的增加，凝膠封堵范圍逐漸增大，對高滲透條帶起到明顯的封堵作用，有效抑制注入的多元熱流體發(fā)生竄流，竄流系數(shù)下降明顯，單井吞吐效果得到明顯改善。當凝膠注入量大于150 m3時，竄流系數(shù)趨于平緩。

3 多因素正交分析

采用多因素分析方法可以綜合考慮到各個不同因素之間的相互影響及對結(jié)果的綜合影響，但存在方案數(shù)多、計算量大的問題。采用正交設(shè)計則可以用最優(yōu)的實驗數(shù)量分析因素之間的影響及得到最優(yōu)方案。

圖4 凝膠注入量敏感性分析

根據(jù)正交設(shè)計原理結(jié)合海上多元吞吐調(diào)堵的重要參數(shù)，確定以周期增油量和鄰井峰值日產(chǎn)氣量作為評價指標，泡沫劑濃度、凝膠濃度和凝膠注入量作為優(yōu)化參數(shù)，每個參數(shù)設(shè)計5個水平（表2）。

表2 注入?yún)?shù)正交設(shè)計

采用正交方法設(shè)計方案共25個，方案設(shè)計及效果預(yù)測見表3。

通過直觀分析方法，確定各因素對于吞吐效果的影響大小及最優(yōu)組合。通過級差分析，各參數(shù)對增油量的敏感性大小順序依次為：凝膠注入量、泡沫劑濃度、凝膠濃度，凝膠注入量對調(diào)堵效果影響較大（見表4）。泡沫注入濃度越大，在伴隨注熱過程中對于剖面的調(diào)整效果越理想，最優(yōu)的凝膠注入濃度為1.5%，最優(yōu)凝膠注入量為150 m3。

利用方差分析方法判斷凝膠泡沫調(diào)堵參數(shù)對于增油指標的影響顯著程度。從表5可以看出，凝膠注入量對周期增油量的影響最為顯著，與直觀分析的認識一致。通過溫敏凝膠泡沫調(diào)堵多因素正交設(shè)計及分析方法，現(xiàn)場可結(jié)合油井實際情況進行適當調(diào)整。

表3 正交優(yōu)化方案設(shè)計及計算結(jié)果

表4 正交優(yōu)化直觀分析結(jié)果

表5 正交優(yōu)化方差分析結(jié)果

4 應(yīng)用案例

通過正交實驗方案設(shè)計方法，對渤海B油田B-1井凝膠泡沫輔助多元吞吐注入?yún)?shù)進行優(yōu)化，設(shè)計多元熱流體周期注入水當量2 000 m3，注入溫度240 ℃，溫敏凝膠溶液注入量150 m3，凝膠濃度1.5%，起泡劑濃度2.5%。與常規(guī)不注入溫敏凝膠的吞吐井相比，注入溫敏凝膠的吞吐井，后續(xù)注熱峰值壓力平均高3 MPa，說明溫敏凝膠泡沫體系起到了很好的封堵效果。從吞吐生產(chǎn)動態(tài)分析，未注入凝膠油井在注熱過程中，單井注300 m3時，鄰井發(fā)生嚴重氣竄，最高日產(chǎn)氣量15 000 m3·d-1，停井27～48 d。采用溫敏凝膠泡沫體系調(diào)堵后，在注熱過程中，鄰井最高日產(chǎn)氣1 000 m3·d-1，均能正常生產(chǎn)，溫敏凝膠泡沫輔助多元熱流體周期增油2 400 m3。

5 結(jié) 論

1）溫敏可逆凝膠泡沫輔助多元熱流體能有效抑制高滲通道引起的氣竄矛盾；

2）通過多因素正交設(shè)計分析結(jié)果可看出，對于氣竄問題較為嚴重的油井，可適當增大伴注起泡劑濃度、對于溫敏凝膠的調(diào)堵段塞存在最優(yōu)值；

3）現(xiàn)場通過采用凝膠泡沫輔助多元吞吐有效降低氣竄對多輪次吞吐效果的影響，一定程度上提高單井產(chǎn)能，為海上稠油熱采提供借鑒經(jīng)驗。

［1］郭太現(xiàn)，蘇彥春. 渤海油田稠油油藏開發(fā)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展方向［J］.中國海上油氣，2013，25（4）：26.

［2］劉小鴻，張風義，黃凱. 南堡35-2海上稠油油田熱采初探[J]. 油氣藏評價與開發(fā)，2011，1（1）: 61-62.

［3］楊兵，李敬松，祁成祥，等. 海上稠油油藏多元熱流體吞吐開采技術(shù)優(yōu)化研究[J]. 石油地質(zhì)與工程，2012，26（1）: 54-55.

［4］唐曉旭，馬躍，孫永濤. 海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場試驗[J]. 中國海上油氣，2011, 23（3）：185-187.

［5］馮祥，宮汝祥，王莉. 溫敏凝膠輔助多元熱流體防竄機理及在渤海油田的應(yīng)用[J]. 石油地質(zhì)與工程，2019, 33（1）：108-110.

［6］吳海君，杜慶軍，宮汝祥. 大孔道水平井多元熱流體井間竄流程度表征研究［J］. 斷塊油氣田，2015，22（2）：206-209.

［7］黃穎輝，劉東，羅義科. 海上多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗井生產(chǎn)規(guī)律研究[J] . 特種油氣藏，2013，20（2）：84-85．

［8］汪成，孫永濤，王少華，等. 溫敏凝膠封竄輔助多元熱流體吞吐研究及應(yīng)用[J]. 油田化學(xué)，2018, 35（1）：109-111.

［9］孫玉豹, 王少華, 吳春洲, 等. 適于稠油熱采封竄用耐溫凍膠體系的研究[J]. 當代化工, 2021, 50 (04): 803-807.

［10］祁成祥，李敬松，姜杰，等. 海上稠油多元熱流體吞吐注采參數(shù)多因素優(yōu)化研究[J]. 特種油氣藏，2012, 19（5）：86-87.

Orthogonal Optimization of Injection Parameters of Multiple Thermal Fluid Huff and Puff Assisted by Temperature-sensitive Gel Foam

,,,,,

（Oilfield Production Research Institute ofChina Oilfield Services Limited, Tianjin 300459, China）

At present, multiple thermal fluid huff and puff technology is an effective method to improve the productivity of single well in offshore heavy oil fields. In view of the gas channeling problem in the process of huff and puff, chemical profile control and water shutoff system with the temperature-sensitive gel foam was used to prevent and control the gas channeling on the spot. In order to achieve better profile control and water shutoff effect, the injection parameters of the temperature-sensitive gel foam system need be reasonably optimized and adjusted. So based on the mechanism research of blocking in laboratory experiments and performance evaluation, the reservoir adaptability of temperature-sensitive gel was analyzed and evaluated by numerical simulation method. Multi-factor orthogonal analysis method was used to order the sensitivities of injection parameters, and the reasonable injection parameters were optimized. Therefore, this method can provide theoretical guidance for the prevention and control of gas channeling of multiple thermal fluid huff and puff on the spot.

Heavy oil; Temperature-sensitive gel; Multiple thermal fluid; Orthogonality

TE345

A

1004-0935（2022）04-0553-04

2021-04-27

王飛（1984-），男，天津市濱海新區(qū)人，工程師，碩士，2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：稠油開發(fā)開采。