淺薄層特稠油油藏HDNS開采數值模擬研究

谷建偉，馮保華

(1.中國石油大學，北京 102249;2.中國石油大學，山東 青島 266580)

引 言

水平井、N2和降黏劑等單獨輔助稠油油藏的開發技術前人已經研究了很多。杜殿發等[5]對特稠油油藏注N2開采的可行性進行了模擬研究，于會永等[6]對超稠油油藏進行了注N2數值模擬研究，李兆敏等[7]利用室內實驗和數值模擬的方法研究了水平井CO2與降黏劑輔助蒸汽吞吐的降黏機理和驅油效率等。HDNS技術研究目前多是現場試驗[8]，但是對HDNS技術數值模擬的研究涉及較少。本文通過數值模擬對HDNS技術的作用機理及N2、降黏劑的注入參數對開發效果的影響進行了分析，從而為該項技術在淺薄超稠油油藏中的應用提供理論支持。

1 數值模型

1.1 HDNS機理表征方式研究

HDNS技術的實際作用機理很多也很復雜，數值模擬不可能將所有機理都體現在模型中。據前人實驗[9－10]顯示，N2對原油的降黏作用不明顯。故本文數模研究主要考慮的機理有水平井吞吐熱力降黏、降黏劑降黏和降低界面張力、N2保溫、增加地層能量、防止蒸汽超覆及助排機理。為較真實地反映HDNS強化熱采的驅油機理，在數值模擬過程中考慮水、稠油、輕油、N2、降黏劑、表面活性劑等6種組分。

降黏劑的機理描述主要是通過化學反應關鍵字定義的，化學反應方程式如下:

式中:oil為稠油組分;disjnj為降黏劑組分;oilt為輕油組分;surface為表面活性劑組分。

降黏劑組分與稠油組分反應生成輕油組分和表面活性劑組分，再通過定義輕油組分的黏度(其黏度按降黏劑的降黏率計算所得)來反映降黏劑降低原油黏度的機理;另外模型中設置界面張力隨表面活性劑摩爾分數的變化(表1)、不同界面吸附的組分和蘭格繆爾等溫吸附方程中的參數，來反映降黏劑對界面張力的影響。

表1 界面張力隨表面活性劑摩爾分數變化取值

對于水平井吞吐熱力降黏機理在模型中的體現，是通過將水平井軌跡及完井數據導入模型，然后定義注入蒸汽的溫度、干度及原油的黏溫曲線來實現的。在模型中的流體性質定義部分，設置平衡常數表來反映N2隨溫度、壓力的變化，同時設定N2的密度、導熱系數等參數，從而實現N2增加地層壓力、助排、隔熱保溫、增加生產壓差及防止蒸汽超覆的作用。

1.2 模型選取

依據以上機理，選取新疆排601北部井區，以P601－P23井為中心及周圍8口井為一個井組建立數值模型，模擬面積為0.71 km2，油層有效厚度為6.5 m，原油密度為0.953 g/cm3，油藏溫度為28℃，原始地層壓力為4.7 MPa。角點網格劃分為39×29×5。利用現場生產注入參數進行歷史擬合，使所建地質模型符合現場實際，擬合結果以P601－P23井日產油為例(圖1)。

甲醇、正己烷、甲酸均為色譜純；醋酸、FeCl3·6H2O、石油醚、乙二醇、無水乙醇、乙酸鈉均為分析純；羧基化多壁碳納米管購買于南京先豐納米材料科技有限公司(長度約30 μm，直徑＜8 nm，羧基含量：3.86%)；異黃酮類標準品黃豆苷（Daidzin，純度≥98%）、染料木苷（Genistin，純度≥97%）、黃豆苷元（Daidzein，純度≥95%）、染料木素（Genistein，純度≥97%）均購買于sigma。

圖1 地質模型P601－P23日產油擬合

利用擬合后的地質模型進行數模研究，數值模擬中蒸汽的注入量為800 m3，注入速度為200 m3/d，注入溫度為320℃，注入干度為0.75，悶井2 d。生產井定液生產，日產液為50 m3/d，至單井極限產油量為2 m3/d時模擬結束。

2 N2注入參數對HDNS開采效果影響

2.1 N2注入量

設計了4種N2注入量進行模擬計算，按照同一注入速度和注入溫度注入地層，注入順序選擇先注N2后注蒸汽。模擬結果見圖2。

圖2 不同N2注入量下累計產油和累計油汽比變化曲線

由圖2可知，注入N2后產油量明顯增加，且隨N2注入量的增加，累計產油量和油汽比均先增加后減少，這是由于地層中注入N2后地層能量顯著增加，從而提高原油產量，但當N2量達到一定程度后，地層吸氣能力有所下降，增產能力隨之下降;當超過這一程度后，由于地層吸氣能力有限，地層壓力太大，妨礙后續蒸汽的注入和混合，使開采效果變差。

2.2 N2注入速度

按照選取的較優周期N2注入量，其他注入參數保持不變，分別設計了4種不同的注入速度進行模擬計算(圖3)。

圖3 不同N2注入速度下累計產油和累計油汽比變化曲線

由圖3可知:隨注氮速度的增加，累計產油量和累計油汽比均先增加后減少，這是因為油層有一定的吸氣速度，當注入速度小于吸氣速度時，隨注入速度的增加，產量增加，而當注入速度大于油層吸氣速度時，多余氣體便在井底聚集產生憋壓，不利于油田的開采。

2.3 N2注入方式

按照4種注入方式(N2—蒸汽、N2—蒸汽—N2—蒸汽、蒸汽—N2、蒸汽—N2—蒸汽—N2)進行模擬計算。N2和蒸汽的注入參數保持不變。結果如圖4所示(與不注入N2時比較)。

圖4 不同N2注入方式下累計產油和累計油汽比變化曲線

由圖4可知:先注N2比先注蒸汽的開采效果要好，并且N2一次性注入比分2次注入效果好。這主要是因為先注N2再注蒸汽可以使蒸汽的波及范圍增加，而且N2先注入地層后可以起到一定的保溫作用，使蒸汽的熱利用率增加，更有效地降低稠油黏度;分2次注入N2相當于延長了第1波注入蒸汽的悶井時間，使溫度損失增加，開采效果變差;同時考慮現場施工作業的操作和費用，也是一次性注入N2的方式經濟效益好。

3 降黏劑注入參數對HDNS開采效果影響

3.1 降黏劑的注入量

蒸汽的各注入參數同上，設計了5種降黏劑注入量進行模擬計算。降黏劑注入溫度、注入速度保持不變，注入順序為先注降黏劑后注蒸汽;模擬結果見圖5。

圖5 不同降黏劑注入量下累計產油量和累計油汽比的變化曲線

由圖5可知:隨著降黏劑注入量的增加，累計產油量(產出油量減去降黏劑折算成等價值原油量)先增加后降低，這是因為隨著降黏劑注入量的增加，降黏劑與稠油作用的范圍變大，使得井筒附近的更多原油黏度降低，巖石界面張力降低，使原油更易于流向井底，使產油量增加，但當注入量大于30 t以后，隨著降黏劑量的增加，凈產油量有所降低，因此考慮到經濟因素降黏劑注入量存在較優值，在實例油藏條件下，考慮經濟因素降黏劑的注入量最優為30 t。

3.2 降黏劑的注入速度

保持上一步優選的降黏劑周期注入量和注入溫度不變，注入方式為先注降黏劑后注蒸汽，蒸汽注入參數同前所述，分別設計了5種不同的注入速度進行模擬計算，結果見圖6。

圖6 不同降黏劑注入速度下累產油和累計油汽比的變化曲線

由圖6可知:隨注入速度的增加，累計產油量和累計油汽比先增加后降低。這是由于在地層吸液速度的范圍內，隨著注入速度的增加，降黏劑的波及范圍增加，開采效果變好。當注入速度大于地層吸液速度時，降黏劑就會聚集在井筒附近使井底壓力升高，影響后續蒸汽注入，影響開采效果。

3.3 降黏劑的注入方式

保持降黏劑注入參數不變，設計4種注入方式(降黏劑—蒸汽、降黏劑—蒸汽—降黏劑—蒸汽、蒸汽—降黏劑、蒸汽—降黏劑—蒸汽—降黏劑)模擬計算，模擬結果見圖7。

圖7 不同降黏劑注入方式下累計增油量和累計油汽比的變化曲線

由圖7可知:先注降黏劑比先注蒸汽開采效果好，且一次性將降黏劑注入比分2次注效果好。這是因為先注降黏劑將井周圍的原油黏度降低，流動性變好，再注蒸汽會增加蒸汽的波及體積，而且也會將降黏劑推向更遠的地方，使產量增加。若分2次注入，由于之前已經注入一部分蒸汽使原油多數已被蒸汽熱力降黏，使第2部分注入的降黏劑的降黏作用體現不明顯，使開發效果變差;再考慮現場施工操作，也是一次性注入降黏劑比較合適。

4 HDNS開采多因素敏感性分析

根據單因素分析，選取較優的注入參數，設計出N2與降黏劑協同作用正交設計表(表2、3)。其中N2和降黏劑的注入速度、注入溫度、注入量為3水平6因素，而注入順序由前面分析得知，降黏劑及N2都應在注蒸汽之前注入開采效果好，因此注入順序只考慮先注N2還是先注降黏劑2種情況，為2水平1個因素，因此設計了6因素3水平與1因素2水平的混合正交表，用L18(21×36)表示;按照設計方案模擬計算。表2中，Ki(i=1，2，3)為水平i對應試驗結果的平均值;yi為考察值累計產油量，104m3。由表中各列Ki值，可以得出各因素中的較優水平值及最佳注入參數組合。

表2 N2與降黏劑多因素正交設計

表3 實驗結果平均值統計

下面采用方差分析法構造F統計量，作F檢驗，進而判斷各因素作用的顯著性。

由于降黏劑的注入溫度對累產油影響很小，故把它歸為誤差項。下面利用方差分析來檢驗因子的顯著性，取α=0.1。方差分析結果見表4。

表4 方差分析

由表3可知:降黏劑注入量和注入順序是顯著因子，其次依次為降黏劑注入速度、N2注入量、N2溫度和N2注入速度，降黏劑溫度為誤差項，影響較小。

5 結論

(1)N2輔助水平井蒸汽吞吐時，隨著N2注入量和注入速度的增加，累計產油和累計油汽比均先增加后降低;在段塞選擇上先注N2再注蒸汽開采效果好，且在N2注入量一定的情況下一次性大量注入比分批次少量注入效果好。

(2)降黏劑輔助水平井蒸汽吞吐時，隨降黏劑注入量和注入速度的增加，凈產油量及累產油量先增加后降低;段塞選擇上先注降黏劑再注蒸汽的開采效果較好，并且在優選的注入量情況下一次性大量注入的開發效果優于分批次少量注入的情況。

(3)影響HDNS開采效果的因素敏感性從強至弱依次為:降黏劑注入量、N2與降黏劑注入順序、降黏劑注入速度、N2注入量、N2注入速度、N2溫度、降黏劑溫度。

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