弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐數(shù)值模擬研究

張 雷

(中海油(中國)有限公司，天津 300452)

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弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐數(shù)值模擬研究

張 雷

(中海油(中國)有限公司，天津 300452)

針對常規(guī)模型難以描述弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐的問題，基于聚合物和凝膠非等溫實驗，綜合考慮溫度對聚合物凝膠吸附、黏度、水相滲透率等因素的影響以及頂?shù)咨w層熱損失，開展了南堡35-2油田弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐數(shù)值模擬研究。通過正交設(shè)計方法，以綜合評價指標最大為目標，優(yōu)化設(shè)計B6井組先導(dǎo)試驗方案。油井實施后，周期生產(chǎn)時間延長17.2%，周期產(chǎn)油量增加24.4%，預(yù)測采收率提高7.3%。該開發(fā)方式對于合理開發(fā)海上稠油儲量具有重要意義。

多元熱流體吞吐；弱凝膠；數(shù)值模擬；非等溫實驗；海上油田；南堡35-2油田

引 言

渤海南堡35-2油田稠油熱采先導(dǎo)試驗區(qū)[1-3]進入多輪蒸汽吞吐開發(fā)階段后，逐漸暴露出地層壓力下降快、油井產(chǎn)量遞減大(自然遞減率為45%)、經(jīng)濟效益差等問題。受場地及工藝限制，分層配注[4-7]、優(yōu)化吞吐組合[8]、熱泡沫[9-13]、輔助驅(qū)油劑[14-16]等常規(guī)手段已難以滿足海上熱采開發(fā)需求。針對該問題，2012年首次提出了弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐技術(shù)。該方法利用多元熱流體吞吐[17-21]加熱地層改善原油地下流動能力，結(jié)合弱凝膠驅(qū)[22]提高儲量動用程度，其優(yōu)勢在于既可以防止注入水快速突破到井底，又可以依靠注采壓差推動弱凝膠“蠕動”驅(qū)替原油。通過對非等溫聚合物凝膠溶液參數(shù)進行研究，建立弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐數(shù)值模型，開展先導(dǎo)試驗井組方案優(yōu)化。

1 室內(nèi)室驗

弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐是一種綜合考慮熱與化學(xué)效應(yīng)的復(fù)合驅(qū)油技術(shù)，增產(chǎn)機理復(fù)雜，常規(guī)熱采及聚合物驅(qū)模型難以描述[23-24]。為了表征吞吐過程中弱凝膠體系溶液參數(shù)的變化，開展了溫度對溶液黏度及吸附量的室內(nèi)實驗研究，進而對弱凝膠輔助多元熱流體吞吐過程中物理化學(xué)現(xiàn)象進行數(shù)學(xué)描述。

1.1 聚合物凝膠體系黏度測定實驗

實驗分別對3種聚合物、5種凝膠溶液體系(表1)進行測定，初始黏度與溫度關(guān)系曲線見圖1、2。實驗結(jié)果表明：3種聚合物體系和4種凝膠體系初始黏度均隨溫度升高而減小；而凝膠體系(聚合物III+凝膠II)的初始黏度隨溫度升高呈現(xiàn)先減小后增大的趨勢。

表1 5種凝膠體系實驗設(shè)計參數(shù)

1.2 聚合物凝膠體系吸附量實驗

開展了3種聚合物、5種凝膠溶液體系溫度與吸附量實驗。實驗結(jié)果表明：隨著溫度的升高溶液吸附量下降，隨著濃度的增加，溶液吸附量增加。聚合物I吸附量測試數(shù)據(jù)見表2。

圖1 聚合物溶液黏度變化

圖2 凝膠溶液黏度變化

地層溫度/℃鉻離子濃度/(mg/L)吸附量/(mg/g)X=120∶1X=180∶1X=270∶1503.89784.30364.03563.95431003.87174.24733.97943.91821503.81564.21103.95323.85212003.75954.15473.90203.8260 注:X為聚合物與三價鉻離子濃度之比。

2 物理化學(xué)現(xiàn)象數(shù)學(xué)模型表征

2.1 聚合物凝膠體系黏度

凝膠體系黏度與聚合物濃度、溶液電介質(zhì)濃度及溫度的關(guān)系式為：

(1)

也可表示為：

(2)

(3)

2.2 聚合物凝膠體系吸附量

聚合物凝膠體系吸附量公式表示為：

(4)

2.3 聚合物凝膠體系水相滲透率表征

聚合物凝膠體系水相滲透率公式表示為：

(5)

2.4 頂?shù)讓訜醾鲗?dǎo)方程

頂?shù)讓訜醾鲗?dǎo)方程可表示為：

(6)

式中：λ為頂?shù)讓訉?dǎo)熱系數(shù)，kJ/(h·m·℃)；(ρc)L為頂?shù)讓訜崛萘浚琸J/(m3·℃)。

3 數(shù)值模擬研究及礦場實施效果

3.1 井組概況及數(shù)值模型

優(yōu)選注采連通關(guān)系較好的B6井組作為先導(dǎo)試驗井組。B6井組：油藏埋深為1 300 m，油層有效厚度為6～10 m，孔隙度為35.0%，平均滲透率為4 564.0×10-3μm2，50℃條件下脫氣原油黏度為2 300 mPa·s，地面原油密度為0.972 g/cm3。該井組于2012年8月利用B31h井蒸汽吞吐投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油為70～80 m3/d，但周期生產(chǎn)時間短，僅為186 d，累計產(chǎn)油量低，為0.85 t，進一步開展注蒸汽吞吐經(jīng)濟效益差。

采用加拿大CMG軟件公司的熱采油藏數(shù)值模擬軟件STARS來模擬研究弱凝膠輔助多元熱流體吞吐。模型采用角點坐標系，網(wǎng)格劃分為162×75×20；均質(zhì)網(wǎng)格，X、Y、Z方向網(wǎng)格步長分別為10、10、1 m[25-29]。

3.2 試驗區(qū)方案設(shè)計及優(yōu)化

綜合考慮熱流體注入速度、悶井時間、周期注熱流體量、注熱流體溫度、熱流體吞吐周期時間、注聚濃度、段塞注入孔隙體積倍數(shù)、注聚時間間隔及采注比等9個因素，利用正交設(shè)計原理對試驗區(qū)方案進行優(yōu)化研究，各因素及水平取值見表3。

定義綜合評價指標φ，考慮累計油氣比、產(chǎn)出投入比和采收率增幅等3個指標。φ值越高表征試驗方案經(jīng)濟效益越高，同時亦具有較高采出程度。表達式為：

φ=αRog+βRct+γRcc (7)

式中：φ為綜合評價指標；Rog為油氣比評價指標，m3/m3；Rct為產(chǎn)出投入比評價指標；Rcc為采收率增幅，%；α、β、γ分別為累計增油量、產(chǎn)出投入比和采收率增幅的權(quán)重系數(shù)，通常均為1/3。

通過開展正交數(shù)值實驗，利用數(shù)值模擬器對各方案進行優(yōu)化。模擬結(jié)果表明：熱流體注入速度、悶井時間、周期注熱流體量、注熱流體溫度、熱流體吞吐周期時間、注聚濃度、段塞注入孔隙體積倍數(shù)、注聚時間間隔及采注比的最優(yōu)水平分別為：150 t/d、3 d、3 500 t、275℃、18個月、3 000 mg/L、0.04、6個月及1.1。

3.3 實施效果

先導(dǎo)試驗井組實施前后油井生產(chǎn)情況對比見表4、圖3。由表4可知，與多元熱流體吞吐相比，弱凝膠輔助多元熱流體吞吐自噴階段油井自噴期延長51 d，累計產(chǎn)液量增加0.34×104m3；吞吐周期內(nèi)，生產(chǎn)時間延長17.2%，周期產(chǎn)油量增加24.4%。由圖3可知，油井周期內(nèi)遞減明顯減緩，從45%下降到21%，且生產(chǎn)4個月后日產(chǎn)油逐漸上升，表明仍有一定穩(wěn)產(chǎn)潛力。依據(jù)油井實際生產(chǎn)動態(tài)，該井組預(yù)測采收率為25.5%，采收率提高了7.3%。

表4 試驗井組不同開發(fā)方式周期開發(fā)指標對比

圖3 不同開發(fā)方式周期生產(chǎn)曲線對比

4 結(jié) 論

(1) 通過室內(nèi)實驗確定了非等溫條件下凝膠溶液體系參數(shù)及函數(shù)表征，綜合考慮頂?shù)咨w層熱傳導(dǎo)及溫度對聚合物凝膠體系擴散、吸附的影響以及不可及孔隙體積等因素，建立了弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐數(shù)值模擬模型。

(2) 以南堡35-2油田B6井組為例，開展弱凝膠輔助多元熱流體吞吐方案優(yōu)化研究。綜合考慮油氣比、產(chǎn)出投入比和采收率增幅，確定了B6井組弱凝膠驅(qū)輔助多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗方案最優(yōu)參數(shù)。先導(dǎo)試驗方案實施后，油井吞吐周期生產(chǎn)時間提高了17.2%，周期產(chǎn)油量增加了24.4%。

(3) B6井組實施效果表明，弱凝膠輔助多元熱流體吞吐能夠滿足海上油田開發(fā)需求，該開發(fā)方式為海上稠油儲量有效動用提供了必要技術(shù)保障。

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編輯 朱雅楠

20141208；改回日期：20150128

國家科技重大專項 “海上油田叢式井網(wǎng)整體加密油藏工程技術(shù)示范”(2008ZX05057-003)

張雷( 1982-)，男，工程師， 2004年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2007年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事海上油氣田開發(fā)油藏工程和數(shù)值模擬等方面的科研生產(chǎn)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.029

TE311

A

1006-6535(2015)02-0115-04