烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究

刘东 李云鹏 张风义 张雷 张彩旗

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究

刘东 李云鹏 张风义 张雷 张彩旗

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

稠油热采的开发效果不仅与热采方式有关，同时也与注入的热介质关系密切。利用油藏数值模拟方法对比了不同地层和注热参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐与纯蒸汽吞吐的开发效果，并对烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的影响因素进行了敏感性分析，总结出了烟道气与蒸汽混注吞吐的油藏条件。渤海某稠油油田矿场实践表明，烟道气辅助蒸汽吞吐可改善该油田稠油开发效果，其产能是常规开采产能的2～3倍。

烟道气辅助蒸汽吞吐海上稠油稠油热采敏感性分析数值模拟

目前国内稠油热采是以吞吐方式为主，蒸汽是吞吐的主要热介质［1］。由于注汽过程中的沿程热损失较大，单纯通过提高周期注汽量来提高蒸汽吞吐的增产效果易受到经济油汽比的限制，目前较可行的办法是在相同的注汽量下通过混注非凝析气来改变油层中流体的分布，提高油层受热范围，改善开发效果［2］。国内外室内和矿场试验研究都表明，在注入蒸汽的同时注入烟道气(约含85%N2和15% CO2)，通过多种介质的协同作用来开采原油，是改善深层稠油油藏注蒸汽开采效果的有效方法［3］。目前渤海稠油热采采用多元热流体吞吐技术，即在注入蒸汽的过程中混注烟道气，利用多种介质的协同作用开采原油。由于多元热流体吞吐技术开采机理复杂，不同油藏参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐的开发效果不同。本文通过油藏数值模拟方法，首先对比了不同地层和注热参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐和蒸汽吞吐的开发效果，然后对烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的影响因素进行了敏感性分析，总结出了适合烟道气辅助蒸汽吞吐的油藏条件，为该项技术在渤海稠油油田的推广应用提供指导。渤海某稠油油田矿场实践表明该项技术可改善海上稠油开发效果。

1烟道气增产机理

在注汽过程中，蒸汽的波及体积影响开发效果。由于蒸汽与原油的密度和粘度差异很大，蒸汽总是上浮到油层顶部，超覆在原油之上，从而影响波及体积(图1a)。

蒸汽前缘形状常用与注汽速度、原油粘度、蒸汽和原油密度、渗透率等相关的无因次形状因子参数组ARD来表征，且ARD值越大，垂向波及体积越大; ARD值越小，蒸汽超覆越严重，垂向波及体积越小。ARD的数学表达式［4］为

式(1)中:μs为蒸汽温度下地层原油粘度，mPa·s;is为蒸汽注入速率，kg/s;ρs、ρo为蒸汽和原油的密度，kg/m3;h为油层总厚度，m;Ks为蒸汽的渗透率，D。

图1 注汽过程中蒸汽前缘示意图

有关研究［5-6］表明，通过在注入蒸汽的同时混注烟道气，可在相同的注汽速度下改善蒸汽前缘形状，从而增大蒸汽垂向波及体积(图1b)。数值模拟研究表明，烟道气辅助蒸汽吞吐形成的加热腔体积是蒸汽吞吐的2倍，在蒸汽中混注烟道气可使平均地层压力升高约1.0 MPa［7］。实验表明，在180℃下，N2可使稠油粘度降低10%，而CO2可使稠油粘度降低近50%;油气之间的界面张力比油水之间的界面张力低近70%。

2不同油藏参数条件下烟道气辅助蒸汽吞吐开发效果分析

2.1 基础模型的建立

采用CMG数值模拟软件中STARS热采和组分模块进行模拟，所建立的基础模型网格系统为41× 41×14，网格步长10 m×10 m×1 m;基础模型中使用的岩石流体及热物性参数见表1。表2所示的油藏参数均为渤海某稠油油田的典型数据。

表1 渤海某稠油油田岩石流体及热物性参数

表2 渤海某稠油油田典型油藏参数

利用基础模型模拟2种热采方式:①蒸汽吞吐。注入240℃蒸汽，井底蒸汽干度为0.4，注入速度为200m3/d，注热20 d，焖井5 d，生产340 d，吞吐10个周期。②烟道气辅助蒸汽吞吐。在注入蒸汽的同时注入烟道气(85%N2和15%CO2)，注气速度为104m3/d，其他参数同蒸汽吞吐。

2.2 不同油藏参数条件下开发效果对比

以基础模型为基础，改变油藏参数值，分别研究在不同的水平渗透率、渗透率韵律性、KV/Kh、地层倾斜度、油层厚度、地层原油粘度、岩石压缩系数的情况下烟道气辅助蒸汽吞吐与蒸汽吞吐的开发效果。

2.2.1 水平渗透率Kh

对地层水平方向渗透率分别为1 000、2 000、3 000、5 000、10 000、15 000 mD等6种情况进行了模拟，结果(图2)表明:随着地层水平方向渗透率的增加，无论有无烟道气的辅助，2种热采方式的累计产油量均有所增加;当Kh＜2 000 mD时，烟道气的注入不利于改善蒸汽吞吐效果，这是由于渗透率太低，非凝析气体向上扩展抑制蒸汽超覆的作用较弱;当Kh＞2 000 mD时，烟道气的注入改善蒸汽吞吐效果明显，较大的渗透率使得非凝析气体向上扩展至顶部而起到了保温和抑制超覆作用。

图2 不同水平方向渗透率下2种热采方式开发效果对比

2.2.2 地层渗透率韵律性

均质模型渗透率为5 000 mD，正韵律模型渗透率自上而下依次从1 000 mD增大至9 000 mD，反韵律模型渗透率自上而下依次从9 000 mD减小至1 000 mD。模拟结果(图3)表明:正韵律油层烟道气辅助蒸汽吞吐的增油效果好于反韵律油层;随着地层倾斜度的增大，正韵律和反韵律油层的烟道气辅助蒸汽吞吐增油效果均变好，这是由于无论是正韵律还是反韵律油层，蒸汽在地层中都会产生“超覆”现象，地层倾斜度越大，超覆越严重。

图3 不同渗透率韵律性下烟道气辅助蒸汽吞吐增油量

2.2.3 KV/Kh

对KV/Kh分别为0.01、0.05、0.1、0.5、0.7等5种情况进行了模拟，结果(图4)表明:随着KV/Kh的增加，烟道气辅助蒸汽吞吐的增油效果减弱，这是因为垂向渗透率KV过高，注入气体超覆严重，影响波及范围，造成采油量的降低;当KV/Kh＞0.6时，烟道气辅助蒸汽吞吐的增油效果不如蒸汽吞吐。

图4 不同K V/K h下烟道气辅助蒸汽吞吐增油量

2.2.4 地层倾斜度

以单井模型为基础，对地层倾斜度分别为0°、1°、5°、10°、15°、20°等6种情况进行了模拟，结果表明:随着地层倾斜度的增大，烟道气辅助蒸汽吞吐的增油量增大(图5)。这是由于地层倾斜度越大，重力分异作用越强;在构造下倾部位注气，通过重力分异使注入的气体进入构造高部位形成次生气顶，从而将残留在顶部的剩余油驱向位于下部的注气井采出，从而获得较高的采收率，所以大倾角地层烟道气辅助蒸汽吞吐的增油效果好。

图5 不同地层倾斜度下烟道气辅助蒸汽吞吐增油量

2.2.5 油层厚度

对油层厚度分别为4、6、8、10、20、30 m等6种情况进行了模拟，结果(图6)表明:无论有无烟道气的辅助，随着油层厚度的增加，2种热采方式的累计产油量均有所增加;当油层厚度小于10 m时，烟道气辅助蒸汽吞吐的效果不如蒸汽吞吐，这是因为薄层油藏注入烟道气会占用一定空间，减小了蒸汽的波及范围;当油层厚度大于10 m时，烟道气辅助蒸汽吞吐效果好于蒸汽吞吐。

图6 不同油层厚度下2种热采方式开发效果对比

2.2.6 地层原油粘度

对地层原油粘度分别为500、2 000、4 000、6 000、8 000、10 000 mPa·s等6种情况进行了模拟，结果(图7)表明:随着地层原油粘度的增加，烟道气辅助蒸汽吞吐累计产油量降低;当地层原油粘度μo＜2 000 mPa·s时，烟道气辅助蒸汽吞吐累计产油量减小速度缓慢;当2 000 mPa·s＜μo＜8 000 mPa·s时，累计产油量随着地层原油粘度的增加而迅速降低。

图7 不同地层原油粘度下烟道气辅助蒸汽吞吐累计产油量

2.2.7 岩石压缩系数

岩石压缩系数大小表示地层弹性能量高低，其值越大，地层弹性能量越足。对岩石压缩系数分别为1×10－4、5×10－5、2.5×10－6、1.0×10－6、5×10－71/kPa等5种情况进行了模拟，结果表明:随着岩石压缩系数的降低，烟道气辅助蒸汽吞吐的增油效果减弱(图8)，这是因为压缩系数高的地层在注汽过程中能够储存更多的弹性能，在焖井结束后的生产过程中可以补充地层能量。

2.3 不同注热参数下开发效果对比

2.3.1 周期注汽量

图8 不同岩石压缩系数下烟道气辅助蒸汽吞吐的增油量

在气水比为50的情况下，模拟研究周期注汽量分别为1 500、3 000、6 000、9 000、12 000、15 000 m3时烟道气改善蒸汽吞吐的开发效果，结果见图9。从图9可以看出，无论有无烟道气的辅助，随着周期注汽量的增加，2种热采方式的采出程度均有所增加，而且烟道气辅助蒸汽吞吐周期注汽量最佳范围为3 000～6 000 m3，此时采出程度增加幅度大。

图9 不同周期注汽量下2种热采方式采出程度对比

2.3.2 气水比

在注入蒸汽速度为200 m3/d的情况下，模拟研究气水比分别为10、50、100、200、300时烟道气辅助蒸汽吞吐的开发效果，结果见图10。从图10可以看出:随着气水比的增加，烟道气辅助蒸汽吞吐采出程度逐步增加;当气水比大于200时，采出程度增幅减小。

图10 不同气水比下烟道气辅助蒸汽吞吐采出程度图

2.3.3 烟道气中CO2的含量

烟道气的性质主要取决于烟道气中N2和CO2的比例。从模拟结果可以看出，随着烟道气中CO2含量的增加，烟道气辅助蒸汽吞吐的效果逐步变好(图11)。

图11 烟道气中CO2含量对开发效果的影响

3增产效果影响因素敏感性分析

烟道气在一定油藏条件下可改善蒸汽吞吐效果，弥补注入单一热介质的不足。在数值模拟研究的基础上，对影响烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的因素进行了敏感性分析。以基础模型的数据为参照条件，绘制了增产效果影响因素敏感性分析图，横轴为各因素的变化幅度，纵轴为烟道气在蒸汽吞吐基础上增加采出程度的变化幅度(图12)。从图12可以看出，各影响因素对烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果的敏感程度排序依次为油层厚度＞KV/Kh＞岩石压缩系数＞地层原油粘度＞地层倾斜度。

图12 烟道气增产效果影响因素敏感性分析

4矿场试验

借助小型化热采设备技术的突破，渤海某稠油油田从2008年首次进行多元热流体吞吐先导试验，目前已取得很好的试验效果［8］。该油田第1口热采井B28H于2010年1月进行了多元热流体注入作业，其放喷最大日产油达126 m3，是常规开采产能的3倍。

该油田另一口热采井B33H于2011年8月投产，采用衰竭开发，日产油38 m3。11月18日至12月18日期间，该井进行了多元热流体注入作业，注入多元热流体井口温度为265℃，由于井底压力高，井底蒸汽干度为0，累计注入21 d，累计注入N2气体947 851 m3，注热水3 112 m3，注CO2气体149 307 m3，焖井3 d后放喷，高峰日产油达到99 m3，是常规开采产能的2.6倍;下泵生产日产油达到78 m3，是常规开采产能的2.1倍(图13)。

图13 渤海某稠油油田B33H热采井生产数据

5结论

(1)烟道气辅助蒸汽吞吐既有注入单一热介质的优点，又可在一些特殊地层条件下弥补注入单一热介质的不足。烟道气改善蒸汽吞吐效果的地层条件为高地层倾斜度、高地层渗透率、正韵律油层、高岩石压缩系数、厚油层、低原油粘度。

(2)地层条件不同，烟道气改善蒸汽吞吐效果也不同。研究表明，影响烟道气辅助蒸汽吞吐增产效果因素的敏感性依次为:油层厚度＞KV/Kh＞岩石压缩系数＞地层原油粘度＞地层倾斜度。

(3)矿场实践表明，烟道气辅助蒸汽吞吐可改善海上稠油开发效果，其产能是常规开采产能的2～3倍，可为提高海上稠油油藏动用程度，扩大加热范围提供有效手段。

［1］姜伟．加拿大稠油开发技术现状及我国渤海稠油开发新技术应用思考［J］．中国海上油气，2006，18(2):123-125．

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［3］刘惠卿，侯志杰，高本成，等．高3断块烟道气蒸汽混注驱替实验研究［J］．石油勘探与开发，2001，28(5):79-81．

［4］程林松，刘东，高海红，等．考虑拟流度比的蒸汽驱前缘预测模型研究［J］．西南石油大学学报，2009，31(2):159-162．

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［7］LIU Dong，ZHAO Chunming，SU Yanchun，et al．New research and application of high efficient development technology for offshore heavy oil in China［C］．Offshore Technology Conference，OTC 23015，2012．

［8］刘小鸿，张风义，黄凯，等．南堡35-2海上稠油油田热采初探［J］．油气藏评价与开发，2011，1(1):61-63．

(编辑:杨滨)

Reservoir applicability of steam stimulation supplemented by flue gas

Liu Dong Li Yunpeng Zhang Fengyi Zhang Lei Zhang Caiqi
(Bohai Oilfield Exploration and Development Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

The development effects of thermal heavyoil recovery are related with both thermal-recovery mode and thermal medium．By using numerical simulation of oil reservoir，the development effects under different formation conditions and thermal injection parameters were compared between steam stimulation and that supplemented by flue gas，the sensitivity analyses were made for the factors that can increase production in steam stimulation supplemented by flue gas，and finally the reservoir conditions applicable to this steam stimulation were summarized．According to a thermal recovery operation in a heavy oilfield，Bohai water，the steam stimulation supplemented by flue gas has significantly improved its development efficiency，with the deliverability about2-3 times size of the normal develpment deliverability．

steam stimulation supplemented by flue gas;offshore heavy oil;thermal recovery;sensitivity analysis;numerical simulation

刘东，男，工程师，2010年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发研究工作。地址:天津市塘沽区609信箱(邮编:300452)。E-mail:liudong@cnooc．com．cn。

2012-07-17