稠油油藏热力泡沫复合驱数值模拟研究

王 敬，刘慧卿，王增林，，彭国红，，赖书敏

(1.石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249;2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257001)

稠油油藏热力泡沫复合驱数值模拟研究

王 敬1，刘慧卿1，王增林1，2，彭国红1，2，赖书敏2

(1.石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249;2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257001)

以河南油田某区块为例，研究了蒸汽吞吐开发后储层地质特征，并进行了蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱方案优化设计。研究发现，蒸汽吞吐结束后储层中仍有大量的剩余油，主要集中在油藏下部储层和距离井点较远的区域;蒸汽吞吐后，储层平均压力大幅降低，有利于蒸汽吞吐转蒸汽驱、蒸汽氮气泡沫驱接替技术的开展;油藏上部储层温度大幅升高并在井间形成有效热连通通道，利于热力泡沫复合驱过程中泡沫流体封堵上部储层，改善吸汽剖面。对该区块进行方案优化设计，蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱最佳气液比为2∶1，最佳注入量为0.1 PV，最佳注入方式为段塞式注入，同时发泡方式宜采取地上发泡－伴随注入。

稠油油藏;热力泡沫;数值模拟;提高采收率;蒸汽驱;蒸汽吞吐

引 言

蒸汽驱和蒸汽吞吐技术是目前开发稠油油藏的主要手段，但在注蒸汽开发中后期， “汽窜”现象严重。为有效解决注蒸汽过程中出现的“超覆”和“汽窜”问题，国内外专家研究了各种控制蒸汽窜流或提高蒸汽体积波及系数的新技术［1－3］。利用发泡剂产生泡沫降低蒸汽流度的技术显示出较大的潜力，即所谓的热力泡沫复合驱提高采收率技术。从研究热力泡沫复合驱提高采收率机理着手，结合国内典型稠油油藏开发历程，通过数值模拟方法研究了蒸汽吞吐开发后油藏的特征，并根据油藏实际开发中存在的问题进行了蒸汽氮气泡沫复合驱参数优化设计。

1 热力泡沫复合驱机理研究

1.1 热力采油方法存在的问题

稠油油藏开发初期一般采用蒸汽吞吐方式，但蒸汽吞吐只能采出井点附近有限区域内的原油，井间存在大量蒸汽难以波及的死油区。随着蒸汽吞吐轮次增加和加热区含油饱和度的降低，开发效果逐渐变差，油藏进入低效或无效吞吐阶段，原油采收率只有10% ～20%［4］。随着技术的进步，油藏条件的变化，蒸汽驱开采标准逐步放宽，蒸汽驱开采领域扩大，蒸汽驱技术将成为稠油蒸汽吞吐的主要接替方式。但是单一的蒸汽、油和水的渗流过程中，由于蒸汽与油水密度差异悬殊，重力分离作用导致注入蒸汽在储层中“超覆”流动，即蒸汽在油层上部流动，波及体积非常低，并且该现象随油层厚度增加而加剧;蒸汽黏度明显低于原油黏度，因此蒸汽驱时会出现严重的黏性指进，在非均质油藏中甚至会出现蒸汽窜流，导致蒸汽大量损失和体积波及系数降低，采收率大大降低，蒸汽驱阶段采收率仅为20%～30%。

1.2 热力泡沫复合驱提高采收率机理

热力泡沫复合驱是在蒸汽驱的同时向地层内注入地面预制的泡沫或者向地层内注入非凝析气体和耐高温表面活性剂，使其在地层内产生泡沫进行复合驱替开采稠油的一种开发方式［5］。因此，热力泡沫复合驱兼备了蒸汽驱和泡沫驱的优点，对改善稠油油藏开发效果意义重大。热力泡沫复合驱提高采收率机理主要包括［6－10］:泡沫流体降低蒸汽的流度，控制蒸汽汽窜和改善油层吸汽剖面;随蒸汽注入的表面活性剂降低油水界面张力，改善润湿性，降低残余油饱和度;泡沫使注入井附近压力升高，减小蒸汽额外的热损失，提高蒸汽的利用率;氮气是一种非凝析气体，受温度影响较小，可以扩大蒸汽及热水带的加热体积，促进溶剂扩散;泡沫具有良好的选择性调剖性能，可以实现“堵大不堵小”、“堵水不堵油”的效果。

2 热力泡沫复合驱数值模拟研究

河南油田某稠油区块平面和纵向非均质性较严重，平均渗透率级差达到6.0以上。蒸汽吞吐开发后期存在采出程度高、自然递减率逐年加大、地层压力下降幅度大、汽侵干扰严重等问题，蒸汽吞吐开发效果变差，热利用率低。依据稠油油藏地质条件及蒸汽吞吐开采状况，在该区块选取5个蒸汽驱试验井组，为防止蒸汽过早窜流和黏性指进，拟采用蒸汽泡沫复合驱技术，抑制蒸汽窜流，扩大体积波及系数，从而提高蒸汽驱采收率。

2.1 地质模型

该区块含油面积为0.86 km2，石油地质储量为71.3×104t，储层埋藏深度为220 m，平均有效厚度为5.8 m，孔隙度为0.31，渗透率为1 382×10－3μm2，地面脱气原油密度为970 kg/m3，油藏温度为26℃，脱气原油黏度为7 900 mPa·s。根据地质解释数据，将油藏沿纵向划分为3个小层，顶、底层为油层，中间为夹层。选取平面角点网格，数值模拟总节点数为40×40×3，原油黏温特性数据见表1。

表1 原油黏温特性数据

根据油田提供的基础资料，对模拟区实际生产动态资料进行了统计，包括模拟区内日产油量、日产水量、日注汽量、累计产油量、累计产水量、累计注汽量等动态数据。据此对全区和单井生产历史进行拟合，得到了精度较高的动态历史拟合结果。

2.2 蒸汽吞吐开发后地质特征

蒸汽吞吐开发后，储层饱和度场、压力场和温度场都会发生较大变化，认识蒸汽吞吐开发后地质特征对进一步开展蒸汽泡沫复合驱方案优化具有指导意义。

2.2.1 剩余油分布特征

图1 蒸汽吞吐后顶、底层含油饱和度分布

储层开发前初始含油饱和度为0.65左右，蒸汽吞吐后顶、底层含油饱和度分布见图1。由单层剩余油分布场可以看出:蒸汽吞吐生产后，井点周围含油饱和度下降幅度较大，但是距离井点较远的位置含油饱和度依然较高;从纵向上看，顶层含油饱和度下降幅度远远高于底层，即蒸汽吞吐时由于超覆作用存在导致底层开发效果较差;总体来看，蒸汽吞吐后剩余油储量依然非常丰富，有进一步开发价值。

2.2.2 压力分布特征

初始状态油层压力在1～4 MPa范围内，蒸汽吞吐后顶、底层压力分布见图2。可以看出:蒸汽吞吐结束后油层平均压力下降到0.3～2.5 MPa范围内，压力下降明显，油层压力大幅下降为后期蒸汽吞吐转入蒸汽驱、蒸汽氮气泡沫驱开发方式创造了有利条件。

图2 蒸汽吞吐后顶、底层压力(kPa)分布

2.2.3 温度场分布特征

油藏初始温度为26℃左右，蒸汽吞吐后顶、底层温度分布图见图3。从图3中可以看出，底层温度有一定幅度的上升，但主要集中在生产井周围，这是由于蒸汽吞吐的超覆作用造成的;顶层生产井周围温度在蒸汽吞吐结束后上升至80℃左右，而且很多生产井之间已经形成了有效的热连通通道。这些有效热连通通道有利于蒸汽吞吐结束后转蒸汽氮气泡沫复合驱过程中泡沫流体封堵上部储层，改善吸汽剖面。

图3 蒸汽吞吐后顶、底层温度(℃)分布

2.3 热力泡沫复合驱开发方案优化设计

2.3.1 气液比

气液比分别设定为1 ∶4、1 ∶2、1 ∶1、2 ∶1;段塞大小为0.1 PV(气窜通道孔隙体积);发泡剂质量浓度为0.5%;蒸汽注入速度为60 m3/d，氮气地下注入速度为60 m3/d。数值模拟研究结果见图4。可以看出，气液比较低时随着气液比的增大，累计产油增加。当气液比为2∶1时效果最好，累计增油1 210.1 m3;当气液比继续增大至4∶1时，累计增油减少。

2.3.2 注入量

图4 不同气液比时增油量

注入泡沫段塞大小分别选为 0.10、0.15、0.20、0.25倍汽侵体积，发泡剂质量浓度为0.5%;蒸汽注入速度为60 m3/d，氮气的地下注入速度为120 m3/d。数值模拟研究结果见图5。可以看出，随着氮气泡沫注入量增加，累计增油量逐渐上升，但当注入量超过0.1 PV后，增油幅度明显降低，从经济效益考虑选择注入0.1 PV段塞比较合适。

2.3.3 注入方式

注入方式包括连续注入和段塞注入，2种注入方式均模拟到氮气泡沫有效期结束为止。模拟结果表明，连续注入增油量为784.6 m3，段塞注入增油量为1 282.0 m3。可见，将一个较大的氮气泡沫段塞分成若干小的段塞注入地层增油效果更佳，因此注入方式采用段塞注入。

图5 不同注入量时增油量

2.3.4 发泡方式

氮气泡沫通常有4种发泡方式:①地上发泡－伴随注入，即氮气和发泡剂在地面上发泡再和蒸汽一起注入地层;②地上发泡－分段注入，即氮气和发泡剂在地面发泡，并且注入泡沫段塞时暂停注入蒸汽，将泡沫段塞注完后接着注入蒸汽;③地下发泡－伴随注入，即将氮气、发泡剂和蒸汽一起注入地层，在地下发泡;④地下发泡－分段注入，即先将氮气和发泡剂一起注入地层，接着再注入蒸汽。数值模拟研究不同发泡方式下的增油效果，可以知道，采用地上发泡－伴随注入累计增油1 282 m3，地上发泡－分段注入累计增油1 245 m3，地下发泡－伴随注入累计增油1 168.8 m3，地下发泡－分段注入累计增油1 065 m3。地上发泡－伴随注入增油最多，因此选择此种发泡方式注入。

3 结论

(1)热力泡沫复合驱可改善吸汽剖面，有效抑制蒸汽超覆和窜流，提高热能利用效率;注入的表面活性剂既可以生成稳定的泡沫，又可以降低油水界面张力，提高驱油效率;泡沫具有良好的选择性封堵作用可增加波及系数，改善稠油油藏开发效果。

(2)蒸汽吞吐后，上部储层动用程度较高，含油饱和度下降幅度较大，整体看来仍有大量的剩余油，主要集中在油藏下部储层和距离井点较远的区域;地层平均压力大幅降低，有利于蒸汽吞吐转蒸汽驱技术的实施;上部储层温度大幅升高，许多井点间形成了有效的热连通通道，有利于蒸汽吞吐结束后转蒸汽氮气泡沫复合驱过程中泡沫流体封堵上部储层，改善吸汽剖面。

(3)该区块在蒸汽吞吐转热力泡沫复合驱时最佳气液比为2∶1，最佳注入量为0.1 PV，最佳注入方式为段塞式注入，同时发泡方式宜采取地上发泡－伴随注入。

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Numerical simulation of thermal－foam flooding for heavy oil reservoirs

WANG Jing1，LIU Hui－ qing1，WANG Zeng － lin1，2，PENG Guo － hong1，2，LAI Shu － min2
(1．MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China;
2．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong257001，China)

The geological characteristics of Henan oilfield after steam stimulation have been studied．It is found that after steam stimulation，there is still a large amount of remaining oil in the lower part of the reservoir and locations far away from well point;the mean reservoir pressure decreases significantly and is conducive to converting to steam flooding or steam－nitrogen foam flooding;meanwhile，the significant temperature rise in the upper part of the reservoir and the effective heat communication formed between wells are good for foam fluid to seal up upper reservoir during thermal－foam flooding process to improve steam entry profile．The program of converting to thermal－foam flooding after steam stimulation is optimized．It is determined that the optimum gas－liquid ratio is 2 ∶1;the optimum injection volume is 0.1PV;the optimum injection mode is slug injection，and the appropriate foaming method is ground foaming and incidental injection．

heavy oil reservoir;thermal－foam;numerical simulation;enhanced oil recovery;steam flooding;steam stimulation

TE345

A

1006－6535(2011)05－0075－04

20110225;改回日期20110620

国家科技重大专项“热力开采后稠油油藏提高采收率技术”(2009ZX05009－004－05)

王敬(1985－)，男，2008年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，现为中国石油大学(北京)在读博士研究生，主要从事渗流机理，提高采收率等方面研究。

编辑 姜 岭