凝胶泡沫辅助多元热流体吞吐注入参数正交优化

王飞，宫汝祥，黄子俊，戎凯旋，王丽娅，王鹏润

凝胶泡沫辅助多元热流体吞吐注入参数正交优化

王飞，宫汝祥，黄子俊，戎凯旋，王丽娅，王鹏润

（中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 塘沽 300459）

多元热流体吞吐技术是目前海上提高稠油油田单井产能有效的技术手段，针对吞吐过程中出现的气窜问题，现场采用温敏凝胶泡沫化学调堵体系进行气窜预防及治理，为了取得较好的调堵效果，需要对温敏凝胶泡沫体系的注入参数进行合理的优化和调整。为此，基于室内实验封堵机理研究及性能评价，通过数值模拟方法对温敏凝胶的油藏适应性进行分析评价，采用多因素正交分析方法对注入参数的敏感性进行排序，并优化出合理的注入参数，从而为现场多元热流体吞吐气窜防治提供理论指导。

稠油； 温敏凝胶； 多元热流体； 正交

渤海稠油资源丰富，如何高效开发海上稠油油田是渤海稠油上产的重点突破方向[1]。对于原油黏度在350～10 000 mPa·s的稠油油田，渤海在B油田进行了首次多元热流体吞吐现场试验，取得了初步热采开发经验[2-4]。但在多轮次多元吞吐注热过程中，多井出现了不同程度的气窜现象，对邻井正常生产造成一定影响[5-7]。因此，现场开展了温敏凝胶泡沫调堵技术研究[8-9]。要想取得较好的调堵效果，需要对温敏凝胶堵剂的注入参数进行合理的优化和调整。目前针对调堵剂的注入参数优化多采用单因素方法，但用这种方法难以体现多因素之间的相互影响[10]。因此针对温敏凝胶泡沫辅助多元热流体吞吐的注入参数设计，在单因素分析的基础之上进行多因素正交实验方案设计，并利用数值模拟方法确定最优注入参数组合，从而为现场温敏凝胶调堵注入参数提供可靠的理论指导。

1 油田概况

B油田为渤海海域普通稠油油藏，鼻状构造特征，油藏埋深900～1 300 m，储层为河流相沉积，砂体连续性较好。储层具有高孔高渗特征，孔隙度24%～35%，储层渗透率（100～5 000）×10-3μm2，地面脱气油黏度1 654～3 893 mPa·s。该油田前期采用不规则井网冷采方式进行衰竭开采，油井产能低，采油速度低。

参考目标油藏热采试验区储层典型特征值和井网井型，利用CMG数值模拟软件建立五点法井组机理模型，进行数值模拟研究（图1），模型参数取值见表1。

图1 五点法井网概念模型

表1 模型参数取值

2 单因素分析

首先，以周期增油量和窜流系数为评价指标，针对温敏凝胶泡沫辅助多元热流体吞吐注入参数开展单因素分析，研究在其他参数不变的条件下，只改变其中一种参数的取值时对封堵效果的影响。

2.1 起泡剂浓度分析

保持气液比、凝胶浓度、凝胶用量等参数不变的条件下，研究不同起泡剂浓度时，对温敏凝胶泡沫体系封堵性能的影响。从图2可以看出，随着起泡剂浓度的增大，泡沫体系在地层中的稳定性逐渐增强，近井地带含气饱和度明显增大，气体窜流得到明显抑制，邻井窜流系数逐步减小，吞吐周期增油量逐渐增加。

图2 起泡剂浓度敏感性分析

2.2 凝胶浓度分析

在泡沫浓度、注入速度、注入温度等其他参数保持不变条件下，研究不同凝胶浓度时，对温敏凝胶泡沫体系封堵性能的影响。从图3可以看出，随着凝胶浓度的增大，注入结束后储层气相参与阻力因子系数显著增加，有效抑制气体窜流，邻井窜流系数下降明显。当凝胶浓度大于1.5时，窜流系数下降幅度减缓，增油幅度减小。

图3 凝胶浓度敏感性分析

2.3 凝胶注入量分析

凝胶用量对于气窜封堵效果较为敏感，从图4可以看出，随着凝胶注入量的增加，凝胶封堵范围逐渐增大，对高渗透条带起到明显的封堵作用，有效抑制注入的多元热流体发生窜流，窜流系数下降明显，单井吞吐效果得到明显改善。当凝胶注入量大于150 m3时，窜流系数趋于平缓。

3 多因素正交分析

采用多因素分析方法可以综合考虑到各个不同因素之间的相互影响及对结果的综合影响，但存在方案数多、计算量大的问题。采用正交设计则可以用最优的实验数量分析因素之间的影响及得到最优方案。

图4 凝胶注入量敏感性分析

根据正交设计原理结合海上多元吞吐调堵的重要参数，确定以周期增油量和邻井峰值日产气量作为评价指标，泡沫剂浓度、凝胶浓度和凝胶注入量作为优化参数，每个参数设计5个水平（表2）。

表2 注入参数正交设计

采用正交方法设计方案共25个，方案设计及效果预测见表3。

通过直观分析方法，确定各因素对于吞吐效果的影响大小及最优组合。通过级差分析，各参数对增油量的敏感性大小顺序依次为：凝胶注入量、泡沫剂浓度、凝胶浓度，凝胶注入量对调堵效果影响较大（见表4）。泡沫注入浓度越大，在伴随注热过程中对于剖面的调整效果越理想，最优的凝胶注入浓度为1.5%，最优凝胶注入量为150 m3。

利用方差分析方法判断凝胶泡沫调堵参数对于增油指标的影响显著程度。从表5可以看出，凝胶注入量对周期增油量的影响最为显著，与直观分析的认识一致。通过温敏凝胶泡沫调堵多因素正交设计及分析方法，现场可结合油井实际情况进行适当调整。

表3 正交优化方案设计及计算结果

表4 正交优化直观分析结果

表5 正交优化方差分析结果

4 应用案例

通过正交实验方案设计方法，对渤海B油田B-1井凝胶泡沫辅助多元吞吐注入参数进行优化，设计多元热流体周期注入水当量2 000 m3，注入温度240 ℃，温敏凝胶溶液注入量150 m3，凝胶浓度1.5%，起泡剂浓度2.5%。与常规不注入温敏凝胶的吞吐井相比，注入温敏凝胶的吞吐井，后续注热峰值压力平均高3 MPa，说明温敏凝胶泡沫体系起到了很好的封堵效果。从吞吐生产动态分析，未注入凝胶油井在注热过程中，单井注300 m3时，邻井发生严重气窜，最高日产气量15 000 m3·d-1，停井27～48 d。采用温敏凝胶泡沫体系调堵后，在注热过程中，邻井最高日产气1 000 m3·d-1，均能正常生产，温敏凝胶泡沫辅助多元热流体周期增油2 400 m3。

5 结 论

1）温敏可逆凝胶泡沫辅助多元热流体能有效抑制高渗通道引起的气窜矛盾；

2）通过多因素正交设计分析结果可看出，对于气窜问题较为严重的油井，可适当增大伴注起泡剂浓度、对于温敏凝胶的调堵段塞存在最优值；

3）现场通过采用凝胶泡沫辅助多元吞吐有效降低气窜对多轮次吞吐效果的影响，一定程度上提高单井产能，为海上稠油热采提供借鉴经验。

［1］郭太现，苏彦春. 渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向［J］.中国海上油气，2013，25（4）：26.

［2］刘小鸿，张风义，黄凯. 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）: 61-62.

［3］杨兵，李敬松，祁成祥，等. 海上稠油油藏多元热流体吞吐开采技术优化研究[J]. 石油地质与工程，2012，26（1）: 54-55.

［4］唐晓旭，马跃，孙永涛. 海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J]. 中国海上油气，2011, 23（3）：185-187.

［5］冯祥，宫汝祥，王莉. 温敏凝胶辅助多元热流体防窜机理及在渤海油田的应用[J]. 石油地质与工程，2019, 33（1）：108-110.

［6］吴海君，杜庆军，宫汝祥. 大孔道水平井多元热流体井间窜流程度表征研究［J］. 断块油气田，2015，22（2）：206-209.

［7］黄颖辉，刘东，罗义科. 海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究[J] . 特种油气藏，2013，20（2）：84-85．

［8］汪成，孙永涛，王少华，等. 温敏凝胶封窜辅助多元热流体吞吐研究及应用[J]. 油田化学，2018, 35（1）：109-111.

［9］孙玉豹, 王少华, 吴春洲, 等. 适于稠油热采封窜用耐温冻胶体系的研究[J]. 当代化工, 2021, 50 (04): 803-807.

［10］祁成祥，李敬松，姜杰，等. 海上稠油多元热流体吞吐注采参数多因素优化研究[J]. 特种油气藏，2012, 19（5）：86-87.

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

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（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

王飞（1984-），男，天津市滨海新区人，工程师，硕士，2010年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，研究方向：稠油开发开采。