浅薄层特稠油油藏HDNS开采数值模拟研究

2013-10-18谷建伟冯保华

特种油气藏 2013年6期

谷建伟，冯保华

(1.中国石油大学，北京 102249;2.中国石油大学，山东青岛 266580)

引言

水平井、N2和降黏剂等单独辅助稠油油藏的开发技术前人已经研究了很多。杜殿发等[5]对特稠油油藏注N2开采的可行性进行了模拟研究，于会永等[6]对超稠油油藏进行了注N2数值模拟研究，李兆敏等[7]利用室内实验和数值模拟的方法研究了水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理和驱油效率等。HDNS技术研究目前多是现场试验[8]，但是对HDNS技术数值模拟的研究涉及较少。本文通过数值模拟对HDNS技术的作用机理及N2、降黏剂的注入参数对开发效果的影响进行了分析，从而为该项技术在浅薄超稠油油藏中的应用提供理论支持。

1 数值模型

1.1 HDNS机理表征方式研究

HDNS技术的实际作用机理很多也很复杂，数值模拟不可能将所有机理都体现在模型中。据前人实验[9－10]显示，N2对原油的降黏作用不明显。故本文数模研究主要考虑的机理有水平井吞吐热力降黏、降黏剂降黏和降低界面张力、N2保温、增加地层能量、防止蒸汽超覆及助排机理。为较真实地反映HDNS强化热采的驱油机理，在数值模拟过程中考虑水、稠油、轻油、N2、降黏剂、表面活性剂等6种组分。

降黏剂的机理描述主要是通过化学反应关键字定义的，化学反应方程式如下:

式中:oil为稠油组分;disjnj为降黏剂组分;oilt为轻油组分;surface为表面活性剂组分。

降黏剂组分与稠油组分反应生成轻油组分和表面活性剂组分，再通过定义轻油组分的黏度(其黏度按降黏剂的降黏率计算所得)来反映降黏剂降低原油黏度的机理;另外模型中设置界面张力随表面活性剂摩尔分数的变化(表1)、不同界面吸附的组分和兰格缪尔等温吸附方程中的参数，来反映降黏剂对界面张力的影响。

表1 界面张力随表面活性剂摩尔分数变化取值

对于水平井吞吐热力降黏机理在模型中的体现，是通过将水平井轨迹及完井数据导入模型，然后定义注入蒸汽的温度、干度及原油的黏温曲线来实现的。在模型中的流体性质定义部分，设置平衡常数表来反映N2随温度、压力的变化，同时设定N2的密度、导热系数等参数，从而实现N2增加地层压力、助排、隔热保温、增加生产压差及防止蒸汽超覆的作用。

1.2 模型选取

依据以上机理，选取新疆排601北部井区，以P601－P23井为中心及周围8口井为一个井组建立数值模型，模拟面积为0.71 km2，油层有效厚度为6.5 m，原油密度为0.953 g/cm3，油藏温度为28℃，原始地层压力为4.7 MPa。角点网格划分为39×29×5。利用现场生产注入参数进行历史拟合，使所建地质模型符合现场实际，拟合结果以P601－P23井日产油为例(图1)。

甲醇、正己烷、甲酸均为色谱纯；醋酸、FeCl3·6H2O、石油醚、乙二醇、无水乙醇、乙酸钠均为分析纯；羧基化多壁碳纳米管购买于南京先丰纳米材料科技有限公司(长度约30 μm，直径＜8 nm，羧基含量：3.86%)；异黄酮类标准品黄豆苷（Daidzin，纯度≥98%）、染料木苷（Genistin，纯度≥97%）、黄豆苷元（Daidzein，纯度≥95%）、染料木素（Genistein，纯度≥97%）均购买于sigma。

图1 地质模型P601－P23日产油拟合

利用拟合后的地质模型进行数模研究，数值模拟中蒸汽的注入量为800 m3，注入速度为200 m3/d，注入温度为320℃，注入干度为0.75，闷井2 d。生产井定液生产，日产液为50 m3/d，至单井极限产油量为2 m3/d时模拟结束。

2 N2注入参数对HDNS开采效果影响

2.1 N2注入量

设计了4种N2注入量进行模拟计算，按照同一注入速度和注入温度注入地层，注入顺序选择先注N2后注蒸汽。模拟结果见图2。

图2 不同N2注入量下累计产油和累计油汽比变化曲线

由图2可知，注入N2后产油量明显增加，且随N2注入量的增加，累计产油量和油汽比均先增加后减少，这是由于地层中注入N2后地层能量显著增加，从而提高原油产量，但当N2量达到一定程度后，地层吸气能力有所下降，增产能力随之下降;当超过这一程度后，由于地层吸气能力有限，地层压力太大，妨碍后续蒸汽的注入和混合，使开采效果变差。

2.2 N2注入速度

按照选取的较优周期N2注入量，其他注入参数保持不变，分别设计了4种不同的注入速度进行模拟计算(图3)。

图3 不同N2注入速度下累计产油和累计油汽比变化曲线

由图3可知:随注氮速度的增加，累计产油量和累计油汽比均先增加后减少，这是因为油层有一定的吸气速度，当注入速度小于吸气速度时，随注入速度的增加，产量增加，而当注入速度大于油层吸气速度时，多余气体便在井底聚集产生憋压，不利于油田的开采。

2.3 N2注入方式

按照4种注入方式(N2—蒸汽、N2—蒸汽—N2—蒸汽、蒸汽—N2、蒸汽—N2—蒸汽—N2)进行模拟计算。N2和蒸汽的注入参数保持不变。结果如图4所示(与不注入N2时比较)。

图4 不同N2注入方式下累计产油和累计油汽比变化曲线

由图4可知:先注N2比先注蒸汽的开采效果要好，并且N2一次性注入比分2次注入效果好。这主要是因为先注N2再注蒸汽可以使蒸汽的波及范围增加，而且N2先注入地层后可以起到一定的保温作用，使蒸汽的热利用率增加，更有效地降低稠油黏度;分2次注入N2相当于延长了第1波注入蒸汽的闷井时间，使温度损失增加，开采效果变差;同时考虑现场施工作业的操作和费用，也是一次性注入N2的方式经济效益好。

3 降黏剂注入参数对HDNS开采效果影响

3.1 降黏剂的注入量

蒸汽的各注入参数同上，设计了5种降黏剂注入量进行模拟计算。降黏剂注入温度、注入速度保持不变，注入顺序为先注降黏剂后注蒸汽;模拟结果见图5。

图5 不同降黏剂注入量下累计产油量和累计油汽比的变化曲线

由图5可知:随着降黏剂注入量的增加，累计产油量(产出油量减去降黏剂折算成等价值原油量)先增加后降低，这是因为随着降黏剂注入量的增加，降黏剂与稠油作用的范围变大，使得井筒附近的更多原油黏度降低，岩石界面张力降低，使原油更易于流向井底，使产油量增加，但当注入量大于30 t以后，随着降黏剂量的增加，净产油量有所降低，因此考虑到经济因素降黏剂注入量存在较优值，在实例油藏条件下，考虑经济因素降黏剂的注入量最优为30 t。

3.2 降黏剂的注入速度

保持上一步优选的降黏剂周期注入量和注入温度不变，注入方式为先注降黏剂后注蒸汽，蒸汽注入参数同前所述，分别设计了5种不同的注入速度进行模拟计算，结果见图6。

图6 不同降黏剂注入速度下累产油和累计油汽比的变化曲线

由图6可知:随注入速度的增加，累计产油量和累计油汽比先增加后降低。这是由于在地层吸液速度的范围内，随着注入速度的增加，降黏剂的波及范围增加，开采效果变好。当注入速度大于地层吸液速度时，降黏剂就会聚集在井筒附近使井底压力升高，影响后续蒸汽注入，影响开采效果。

3.3 降黏剂的注入方式

保持降黏剂注入参数不变，设计4种注入方式(降黏剂—蒸汽、降黏剂—蒸汽—降黏剂—蒸汽、蒸汽—降黏剂、蒸汽—降黏剂—蒸汽—降黏剂)模拟计算，模拟结果见图7。

图7 不同降黏剂注入方式下累计增油量和累计油汽比的变化曲线

由图7可知:先注降黏剂比先注蒸汽开采效果好，且一次性将降黏剂注入比分2次注效果好。这是因为先注降黏剂将井周围的原油黏度降低，流动性变好，再注蒸汽会增加蒸汽的波及体积，而且也会将降黏剂推向更远的地方，使产量增加。若分2次注入，由于之前已经注入一部分蒸汽使原油多数已被蒸汽热力降黏，使第2部分注入的降黏剂的降黏作用体现不明显，使开发效果变差;再考虑现场施工操作，也是一次性注入降黏剂比较合适。

4 HDNS开采多因素敏感性分析

根据单因素分析，选取较优的注入参数，设计出N2与降黏剂协同作用正交设计表(表2、3)。其中N2和降黏剂的注入速度、注入温度、注入量为3水平6因素，而注入顺序由前面分析得知，降黏剂及N2都应在注蒸汽之前注入开采效果好，因此注入顺序只考虑先注N2还是先注降黏剂2种情况，为2水平1个因素，因此设计了6因素3水平与1因素2水平的混合正交表，用L18(21×36)表示;按照设计方案模拟计算。表2中，Ki(i=1，2，3)为水平i对应试验结果的平均值;yi为考察值累计产油量，104m3。由表中各列Ki值，可以得出各因素中的较优水平值及最佳注入参数组合。