煙道氣輔助蒸汽吞吐油藏適應性研究

劉東 李云鵬 張風義 張雷 張彩旗

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發研究院)

煙道氣輔助蒸汽吞吐油藏適應性研究

劉東 李云鵬 張風義 張雷 張彩旗

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發研究院)

稠油熱采的開發效果不僅與熱采方式有關，同時也與注入的熱介質關系密切。利用油藏數值模擬方法對比了不同地層和注熱參數條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐與純蒸汽吞吐的開發效果，并對煙道氣輔助蒸汽吞吐增產效果的影響因素進行了敏感性分析，總結出了煙道氣與蒸汽混注吞吐的油藏條件。渤海某稠油油田礦場實踐表明，煙道氣輔助蒸汽吞吐可改善該油田稠油開發效果，其產能是常規開采產能的2～3倍。

煙道氣輔助蒸汽吞吐海上稠油稠油熱采敏感性分析數值模擬

目前國內稠油熱采是以吞吐方式為主，蒸汽是吞吐的主要熱介質［1］。由于注汽過程中的沿程熱損失較大，單純通過提高周期注汽量來提高蒸汽吞吐的增產效果易受到經濟油汽比的限制，目前較可行的辦法是在相同的注汽量下通過混注非凝析氣來改變油層中流體的分布，提高油層受熱范圍，改善開發效果［2］。國內外室內和礦場試驗研究都表明，在注入蒸汽的同時注入煙道氣(約含85%N2和15% CO2)，通過多種介質的協同作用來開采原油，是改善深層稠油油藏注蒸汽開采效果的有效方法［3］。目前渤海稠油熱采采用多元熱流體吞吐技術，即在注入蒸汽的過程中混注煙道氣，利用多種介質的協同作用開采原油。由于多元熱流體吞吐技術開采機理復雜，不同油藏參數條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐的開發效果不同。本文通過油藏數值模擬方法，首先對比了不同地層和注熱參數條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐和蒸汽吞吐的開發效果，然后對煙道氣輔助蒸汽吞吐增產效果的影響因素進行了敏感性分析，總結出了適合煙道氣輔助蒸汽吞吐的油藏條件，為該項技術在渤海稠油油田的推廣應用提供指導。渤海某稠油油田礦場實踐表明該項技術可改善海上稠油開發效果。

1煙道氣增產機理

在注汽過程中，蒸汽的波及體積影響開發效果。由于蒸汽與原油的密度和粘度差異很大，蒸汽總是上浮到油層頂部，超覆在原油之上，從而影響波及體積(圖1a)。

蒸汽前緣形狀常用與注汽速度、原油粘度、蒸汽和原油密度、滲透率等相關的無因次形狀因子參數組ARD來表征，且ARD值越大，垂向波及體積越大; ARD值越小，蒸汽超覆越嚴重，垂向波及體積越小。ARD的數學表達式［4］為

式(1)中:μs為蒸汽溫度下地層原油粘度，mPa·s;is為蒸汽注入速率，kg/s;ρs、ρo為蒸汽和原油的密度，kg/m3;h為油層總厚度，m;Ks為蒸汽的滲透率，D。

圖1 注汽過程中蒸汽前緣示意圖

有關研究［5-6］表明，通過在注入蒸汽的同時混注煙道氣，可在相同的注汽速度下改善蒸汽前緣形狀，從而增大蒸汽垂向波及體積(圖1b)。數值模擬研究表明，煙道氣輔助蒸汽吞吐形成的加熱腔體積是蒸汽吞吐的2倍，在蒸汽中混注煙道氣可使平均地層壓力升高約1.0 MPa［7］。實驗表明，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%;油氣之間的界面張力比油水之間的界面張力低近70%。

2不同油藏參數條件下煙道氣輔助蒸汽吞吐開發效果分析

2.1 基礎模型的建立

采用CMG數值模擬軟件中STARS熱采和組分模塊進行模擬，所建立的基礎模型網格系統為41× 41×14，網格步長10 m×10 m×1 m;基礎模型中使用的巖石流體及熱物性參數見表1。表2所示的油藏參數均為渤海某稠油油田的典型數據。

表1 渤海某稠油油田巖石流體及熱物性參數

表2 渤海某稠油油田典型油藏參數

利用基礎模型模擬2種熱采方式:①蒸汽吞吐。注入240℃蒸汽，井底蒸汽干度為0.4，注入速度為200m3/d，注熱20 d，燜井5 d，生產340 d，吞吐10個周期。②煙道氣輔助蒸汽吞吐。在注入蒸汽的同時注入煙道氣(85%N2和15%CO2)，注氣速度為104m3/d，其他參數同蒸汽吞吐。

2.2 不同油藏參數條件下開發效果對比

以基礎模型為基礎，改變油藏參數值，分別研究在不同的水平滲透率、滲透率韻律性、KV/Kh、地層傾斜度、油層厚度、地層原油粘度、巖石壓縮系數的情況下煙道氣輔助蒸汽吞吐與蒸汽吞吐的開發效果。

2.2.1 水平滲透率Kh

對地層水平方向滲透率分別為1 000、2 000、3 000、5 000、10 000、15 000 mD等6種情況進行了模擬，結果(圖2)表明:隨著地層水平方向滲透率的增加，無論有無煙道氣的輔助，2種熱采方式的累計產油量均有所增加;當Kh＜2 000 mD時，煙道氣的注入不利于改善蒸汽吞吐效果，這是由于滲透率太低，非凝析氣體向上擴展抑制蒸汽超覆的作用較弱;當Kh＞2 000 mD時，煙道氣的注入改善蒸汽吞吐效果明顯，較大的滲透率使得非凝析氣體向上擴展至頂部而起到了保溫和抑制超覆作用。

圖2 不同水平方向滲透率下2種熱采方式開發效果對比

2.2.2 地層滲透率韻律性

均質模型滲透率為5 000 mD，正韻律模型滲透率自上而下依次從1 000 mD增大至9 000 mD，反韻律模型滲透率自上而下依次從9 000 mD減小至1 000 mD。模擬結果(圖3)表明:正韻律油層煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果好于反韻律油層;隨著地層傾斜度的增大，正韻律和反韻律油層的煙道氣輔助蒸汽吞吐增油效果均變好，這是由于無論是正韻律還是反韻律油層，蒸汽在地層中都會產生“超覆”現象，地層傾斜度越大，超覆越嚴重。

圖3 不同滲透率韻律性下煙道氣輔助蒸汽吞吐增油量

2.2.3 KV/Kh

對KV/Kh分別為0.01、0.05、0.1、0.5、0.7等5種情況進行了模擬，結果(圖4)表明:隨著KV/Kh的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果減弱，這是因為垂向滲透率KV過高，注入氣體超覆嚴重，影響波及范圍，造成采油量的降低;當KV/Kh＞0.6時，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果不如蒸汽吞吐。

圖4 不同K V/K h下煙道氣輔助蒸汽吞吐增油量

2.2.4 地層傾斜度

以單井模型為基礎，對地層傾斜度分別為0°、1°、5°、10°、15°、20°等6種情況進行了模擬，結果表明:隨著地層傾斜度的增大，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油量增大(圖5)。這是由于地層傾斜度越大，重力分異作用越強;在構造下傾部位注氣，通過重力分異使注入的氣體進入構造高部位形成次生氣頂，從而將殘留在頂部的剩余油驅向位于下部的注氣井采出，從而獲得較高的采收率，所以大傾角地層煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果好。

圖5 不同地層傾斜度下煙道氣輔助蒸汽吞吐增油量

2.2.5 油層厚度

對油層厚度分別為4、6、8、10、20、30 m等6種情況進行了模擬，結果(圖6)表明:無論有無煙道氣的輔助，隨著油層厚度的增加，2種熱采方式的累計產油量均有所增加;當油層厚度小于10 m時，煙道氣輔助蒸汽吞吐的效果不如蒸汽吞吐，這是因為薄層油藏注入煙道氣會占用一定空間，減小了蒸汽的波及范圍;當油層厚度大于10 m時，煙道氣輔助蒸汽吞吐效果好于蒸汽吞吐。

圖6 不同油層厚度下2種熱采方式開發效果對比

2.2.6 地層原油粘度

對地層原油粘度分別為500、2 000、4 000、6 000、8 000、10 000 mPa·s等6種情況進行了模擬，結果(圖7)表明:隨著地層原油粘度的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐累計產油量降低;當地層原油粘度μo＜2 000 mPa·s時，煙道氣輔助蒸汽吞吐累計產油量減小速度緩慢;當2 000 mPa·s＜μo＜8 000 mPa·s時，累計產油量隨著地層原油粘度的增加而迅速降低。

圖7 不同地層原油粘度下煙道氣輔助蒸汽吞吐累計產油量

2.2.7 巖石壓縮系數

巖石壓縮系數大小表示地層彈性能量高低，其值越大，地層彈性能量越足。對巖石壓縮系數分別為1×10－4、5×10－5、2.5×10－6、1.0×10－6、5×10－71/kPa等5種情況進行了模擬，結果表明:隨著巖石壓縮系數的降低，煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油效果減弱(圖8)，這是因為壓縮系數高的地層在注汽過程中能夠儲存更多的彈性能，在燜井結束后的生產過程中可以補充地層能量。

2.3 不同注熱參數下開發效果對比

2.3.1 周期注汽量

圖8 不同巖石壓縮系數下煙道氣輔助蒸汽吞吐的增油量

在氣水比為50的情況下，模擬研究周期注汽量分別為1 500、3 000、6 000、9 000、12 000、15 000 m3時煙道氣改善蒸汽吞吐的開發效果，結果見圖9。從圖9可以看出，無論有無煙道氣的輔助，隨著周期注汽量的增加，2種熱采方式的采出程度均有所增加，而且煙道氣輔助蒸汽吞吐周期注汽量最佳范圍為3 000～6 000 m3，此時采出程度增加幅度大。

圖9 不同周期注汽量下2種熱采方式采出程度對比

2.3.2 氣水比

在注入蒸汽速度為200 m3/d的情況下，模擬研究氣水比分別為10、50、100、200、300時煙道氣輔助蒸汽吞吐的開發效果，結果見圖10。從圖10可以看出:隨著氣水比的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐采出程度逐步增加;當氣水比大于200時，采出程度增幅減小。

圖10 不同氣水比下煙道氣輔助蒸汽吞吐采出程度圖

2.3.3 煙道氣中CO2的含量

煙道氣的性質主要取決于煙道氣中N2和CO2的比例。從模擬結果可以看出，隨著煙道氣中CO2含量的增加，煙道氣輔助蒸汽吞吐的效果逐步變好(圖11)。

圖11 煙道氣中CO2含量對開發效果的影響

3增產效果影響因素敏感性分析

煙道氣在一定油藏條件下可改善蒸汽吞吐效果，彌補注入單一熱介質的不足。在數值模擬研究的基礎上，對影響煙道氣輔助蒸汽吞吐增產效果的因素進行了敏感性分析。以基礎模型的數據為參照條件，繪制了增產效果影響因素敏感性分析圖，橫軸為各因素的變化幅度，縱軸為煙道氣在蒸汽吞吐基礎上增加采出程度的變化幅度(圖12)。從圖12可以看出，各影響因素對煙道氣輔助蒸汽吞吐增產效果的敏感程度排序依次為油層厚度＞KV/Kh＞巖石壓縮系數＞地層原油粘度＞地層傾斜度。

圖12 煙道氣增產效果影響因素敏感性分析

4礦場試驗

借助小型化熱采設備技術的突破，渤海某稠油油田從2008年首次進行多元熱流體吞吐先導試驗，目前已取得很好的試驗效果［8］。該油田第1口熱采井B28H于2010年1月進行了多元熱流體注入作業，其放噴最大日產油達126 m3，是常規開采產能的3倍。

該油田另一口熱采井B33H于2011年8月投產，采用衰竭開發，日產油38 m3。11月18日至12月18日期間，該井進行了多元熱流體注入作業，注入多元熱流體井口溫度為265℃，由于井底壓力高，井底蒸汽干度為0，累計注入21 d，累計注入N2氣體947 851 m3，注熱水3 112 m3，注CO2氣體149 307 m3，燜井3 d后放噴，高峰日產油達到99 m3，是常規開采產能的2.6倍;下泵生產日產油達到78 m3，是常規開采產能的2.1倍(圖13)。

圖13 渤海某稠油油田B33H熱采井生產數據

5結論

(1)煙道氣輔助蒸汽吞吐既有注入單一熱介質的優點，又可在一些特殊地層條件下彌補注入單一熱介質的不足。煙道氣改善蒸汽吞吐效果的地層條件為高地層傾斜度、高地層滲透率、正韻律油層、高巖石壓縮系數、厚油層、低原油粘度。

(2)地層條件不同，煙道氣改善蒸汽吞吐效果也不同。研究表明，影響煙道氣輔助蒸汽吞吐增產效果因素的敏感性依次為:油層厚度＞KV/Kh＞巖石壓縮系數＞地層原油粘度＞地層傾斜度。

(3)礦場實踐表明，煙道氣輔助蒸汽吞吐可改善海上稠油開發效果，其產能是常規開采產能的2～3倍，可為提高海上稠油油藏動用程度，擴大加熱范圍提供有效手段。

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(編輯:楊濱)

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

劉東，男，工程師，2010年畢業于中國石油大學(北京)油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現從事油氣田開發研究工作。地址:天津市塘沽區609信箱(郵編:300452)。E-mail:liudong@cnooc．com．cn。

2012-07-17