井樓高淺3區氮氣化學劑輔助吞吐數值模擬研究

李德儒，關 鍵，白長琦，戚樹華，謝亞棟，李協寬

(中國石化河南油田分公司采油二廠，河南唐河 473400)

井樓高淺3區氮氣化學劑輔助吞吐數值模擬研究

李德儒，關 鍵，白長琦，戚樹華，謝亞棟，李協寬

(中國石化河南油田分公司采油二廠，河南唐河 473400)

井樓油田高淺3區已進入蒸汽吞吐后期開發階段，蒸汽吞吐開發效果變差，為改善開發狀況，擬采用氮氣和降黏劑輔助蒸汽吞吐開發技術。通過模型建立，對氮氣、降黏劑注入量、注入方式、注入速度、注入時間等參數進行了模擬優化，優化結果表明，井樓油田高淺3區采用氮氣、降黏劑輔助蒸汽開采技術可有效改善開發效果，增油效果明顯。

井樓油田；氮氣化學輔助吞吐；參數優化

井樓油田高淺3區已進入蒸汽吞吐后期開采階段，存在采出程度高、自然遞減率逐年加大、地層壓力下降幅度大、汽竄干擾嚴重等問題，吞吐開發效果變差，熱利用率低。氮氣化學劑復合輔助蒸汽吞吐技術綜合發揮了氮氣隔熱助排、化學降黏以及高溫降黏等協同作用，是蒸汽吞吐開發后期提高熱采效果的一個重要方法和手段[1-4]。依據稠油油藏地質條件及蒸汽吞吐開采狀況，同時參考其它油田開發經驗和相關理論[5-8]，擬采用氮氣降黏劑輔助蒸汽吞吐技術，擴大蒸汽波及體積，提高熱注入效率，改善高淺3區油藏的開發效果。

1 模型建立及參數選取

應用CMG-STARS油藏數值模擬軟件，對該區域進行開發動態的跟蹤模擬，并據此進行相應的開發技術政策研究。選取網格在平面上為角點網格，數值模擬總節點數為(40×40×3)4800個。根據地質解釋的小層數據，將油藏沿縱向劃分為3個小層，如表1所示。本次模擬計算所采用的地層及流體參數如表2所示。原油在油藏條件下的黏度隨溫度的變化關系見圖1。

表1 高淺3井區油層模擬計算層系劃分

2 注入方式優化設計

2.1 氮氣、降黏劑復合體系注入量優化

目標區塊在2010年至2012年間氮氣降黏劑注入量如表3所示。首先確定蒸汽吞吐過程中的注入參數：周期注汽量1 200 t，注汽量120 t/d，注10天，燜井3天，12個月為一個吞吐周期。在此基礎上，進行氮氣降黏劑復合體系總注入量的優化設計。

表2 高淺3井區Ⅳ7油層地層及流體基本參數

圖1 高淺3井區Ⅳ7油層原油黏溫曲線

(1)降黏劑注入量優化。限定氮氣注入量，通過改變降黏劑占周期注汽量百分比，優選降黏劑注入量。各流體注入參數如表4，模擬結果見表5。

表3 目標區塊氮氣、降黏劑注入量統計結果

表4 注入參數

表5 降黏劑注入量優化結果

隨著降黏劑注入量的增加，采出程度呈逐漸上升的趨勢。當周期降黏劑注入量達6.0～7.2 t(即降黏劑與蒸汽比為0.5～0.6)時，增油量較降黏劑注入量為4.8 t有較大幅度提升。而當降黏劑注入量達8.4 t時，出現增油量比注入量7.2 t時減小的趨勢。綜合考慮降黏劑注入成本以及開發效果，建議選用降黏劑與蒸汽比為0.5～0.6。在本區塊的后續模擬過程中，選用降黏劑周期注入量為7.2 t，即降黏劑與蒸汽比為0.6。

(2)氮氣注入量優化。在上述注汽參數以及優化降黏劑注入量的基礎上，通過改變氮氣與蒸汽的注入比例，即氣汽比，對氮氣注入量進行優化設計，模擬結果見表6。可以看出，隨著氮氣注入量的增加，增油量呈現先增加后降低的趨勢。當氣汽比達4時，增油量達到最大值；當氣汽比超過4后，增油量呈現出下降趨勢。綜合考慮氮氣注入成本、注入效果以及對井間竄流的影響，確定氮氣的周期注入量為4 800 m3，即地面氣汽比為4 m3/t。

2.2 注入方式設計

在確定降黏劑和氮氣注入量的基礎上，通過模擬復合體系的組合方式，確定最優的熱化學體系注入方式。不同注入方式注入參數如表7所示。模擬結果見圖2。可以看出，方式一，蒸汽、氮氣、降黏劑同時注入的采出程度最高；方式二，即先注降黏劑，后注蒸汽氮氣的方式采出程度次之；方式三，先注氮氣，后注蒸汽降黏劑的采出程度最低。因此，根據模擬結果，確定氮氣降黏劑熱復合體系的最優注入方式是蒸汽、氮氣、降黏劑同時注入。

表6 氮氣注入量優化結果

表7 不同注入方式注入參數

圖2 不同注入方式開發效果對比曲線

2.3 注入速度優化

在確定氮氣降黏劑注入方式和注入量后，優選熱化學復合體系的注入速度。模擬結果見表8。可以看出，隨著復合體系注入速度的降低，增油量呈現先增加后降低的趨勢。若復合體系注入速度過高，注入流體與原油接觸時間減少，作用效果變差。若注入速度過低，則熱損失增大，亦不利于采出程度的提高。因此，熱化學復合體系的最優注入速度為：氮氣注入速度800 m3/d，降黏劑溶液注入速度1.2 t/d。

2.4 日產液量優化

在確定熱化學復合體系最優注入速度的基礎上，通過改變采注比，確定最優的生產井日產液量。模擬結果見表9，可以看出，隨著采注比的增加，采出程度不斷增加。當采注比超過1.1后，采出程度的上升幅度逐漸趨緩。結合目標區塊生產井平均日產液量數據、礦場操作能力及生產井產液水平，確定最優采注比為1.1，對應的生產井日產液量為4.00 t。

表8 注入速度優化結果

表9 日產液量優化結果

2.5 復合體系注入時機優化

在確定熱化學復合體系最優注入速度以及生產井最優日產液量的基礎上，利用區塊平均井日產油量作為復合體系注入時機的優化界限，從而確定最佳的熱化學復合體系注入時機。模擬結果見表10，可以看出，轉為熱化學復合體系輔助吞吐時的日產油量越高，增油幅度越大。當日產油量高于1.0 t后，熱化學復合體系增油幅度變緩。考慮現場熱化學的注入成本以及對提高采出程度的要求，確定井日產油量降至1.0 t時注入熱化學復合體系進行輔助蒸汽吞吐措施較為適宜。

表10 日產液量優化結果

3 最優注采參數條件下開發效果預測

由上述數值模擬結果可知，高淺3區熱化學復合體系最優注入方式為蒸汽、氮氣、降黏劑同時混合注入，蒸汽注入10 d，氮氣降黏劑混注6 d，氮氣周期注入量4 800 m3，降黏劑周期注入量7.2 t。熱化學復合體系最優注入參數為：①氮氣注入速度800 m3/d；②降黏劑溶液注入速度1.2 t/d；③采注比為1.1；④日產油量低于1.0 t時注入熱化學復合體系。

最優注采參數條件下區塊開發效果預測結果表明，在模擬結束時刻，最優方案較純蒸汽吞吐方案增油5 148 t。

4 結論

(1)井樓油田高淺3區開發數值模擬結果表明，高淺3區氮氣降黏劑輔助蒸汽吞吐最優注入方式為氮氣降黏劑蒸汽混合注入。降黏劑周期注入量為7.2 t，注入速度1.2 t/d；氮氣周期注入量為4 800 m3，注入速度800 m3/d；采注比1.1；平均井日產油量低于1.0 t時注入熱化學復合體系最為適宜。

(2)研究表明，井樓油田高淺3區采用氮氣降黏劑輔助蒸汽開采技術可有效改善開發效果，對提高該區最終采收率具有指導意義。

[1] 劉慧卿，范玉平.熱力采油技術原理與方法[M].北京：石油大學出版社，2000：50-80.

[2] 田茂昌.稠油-水兩相流乳化條件的實驗模擬[J].油氣儲運, 2012，(4): 250-253.

[3] 龐占喜.汽(氣)泡沫復合驅滲流機理及應用研究[D].北京：中國石油大學(北京)，2008．

[4] 王其偉.孤島油田稠油熱化學驅性能研究[J].石油天然氣學報, 2011，(5): 119-122.

[5] 朱靜, 李傳憲，辛培剛.降黏劑結構對稠油降黏效果的影響[J].石油化工高等學校學報, 2011，(3): 39-42．

[6] 王鳳琴, 曲志浩，孔令榮.利用微觀模型研究乳狀液驅油機理[J].石油勘探與開發, 2006，(2): 221-224．

[7] 程浩，郎兆新.泡沫驅中的毛管竄流及其數值模擬[J].重慶大學學報(自然科學版)，2000，(23)：161-165．

[8] 江雪源, 董加宇，李宜強.驅油FPS-B劑的表界面化學性能和微觀驅油機理[J].石油學報, 2012，(6): 1023-1027．

編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0139-03

2015-01-05

李德儒，油藏高級工程師， 1974年生，1997年畢業于大慶石油學院石油地質專業， 現從事油田開發技術管理工作。

TE341

A