不同助排方式改善蒸汽吞吐效果實驗及數(shù)值模擬

佟　琳，張國軍，康愛紅

（1.中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163712；2.中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

不同助排方式改善蒸汽吞吐效果實驗及數(shù)值模擬

佟琳1，張國軍1，康愛紅2

（1.中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163712；2.中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

由于稠油油藏的蒸汽吞吐開發(fā)屬于降壓式衰竭開采，導致吞吐后期油藏能量不足，蒸汽超覆嚴重，垂向掃油系數(shù)低，開采效果變差。注蒸汽的同時伴注一定量的氣體及化學劑輔助蒸汽吞吐可改善流度比，有效改善稠油油藏的開發(fā)效果。利用室內(nèi)單管實驗研究了不同助排方式對蒸汽吞吐效果的影響，實驗結(jié)果表明，與無助排相比，煙道氣泡沫助排驅(qū)油效率可提高19%。在此基礎上，利用數(shù)值模擬方法對比多種助排方式對蒸汽吞吐效果的影響，其結(jié)果與物理模擬實驗結(jié)果吻合。綜合多方面因素，煙道氣泡沫助排效果最佳，其次為氮氣泡沫助排，尤其是當?shù)貙拥姆蔷|(zhì)性差以及原油粘度較高時，煙道氣泡沫輔助蒸汽吞吐的開發(fā)效果更為明顯。

蒸汽吞吐稠油油藏添加劑助排方式煙道氣

對于大部分稠油油藏，蒸汽吞吐仍然是主要的開采方式，其機理主要是加熱近井地帶的稠油，使其粘度降低的同時，消除近井地帶油層堵塞，減少原油流動阻力而增加油井產(chǎn)量［1］。但是隨著蒸汽吞吐開采的進行，尤其是到了中后期，問題逐漸暴露，如注入油層的蒸汽向頂部超覆推進及沿高滲透層指進，井間存在大量蒸汽難以波及的死油區(qū)；隨著吞吐周期增加，周期產(chǎn)量、油汽比均逐次遞減，油藏進入低效或無效吞吐階段；井間干擾明顯，汽竄現(xiàn)象嚴重等［2］。通過將室內(nèi)實驗與數(shù)值模擬技術(shù)相結(jié)合，研究改善蒸汽吞吐效果的助排方式，分析不同助排方式改善蒸汽吞吐效果的機理，并探討了煙道氣泡沫助排方式的影響因素。

1　不同助排方式驅(qū)油實驗及機理

1.1實驗方法及流程

為了研究不同助排方式對蒸汽吞吐效果的影響，設計了7種將蒸汽及不同流體混注的單管驅(qū)油實驗，吞吐方式包括蒸汽—氮氣吞吐、蒸汽—煙道氣吞吐、蒸汽—發(fā)泡劑吞吐、蒸汽—氮氣泡沫吞吐（管外發(fā)泡）、蒸汽—氮氣泡沫吞吐（管內(nèi)發(fā)泡）、蒸汽—煙道氣泡沫吞吐、蒸汽吞吐。

實驗用品包括吉林油田提供的油樣，質(zhì)量分數(shù)為0.5%的發(fā)泡劑，質(zhì)量濃度為6 654mg/L的地層水。實驗裝置（圖1）包括平流泵、蒸汽發(fā)生器、長度和內(nèi)徑分別為30和2.5 cm的填砂管（內(nèi)填石英砂）以及中間容器等。其中，填砂管平均孔隙體積為43.7mL，平均孔隙度為30.2%，平均滲透率為328.6× 10-3μm2，飽和油體積為36.7mL。實驗用砂為80～120目與60～100目按照質(zhì)量比為2∶1混合而成的石英砂。

圖1　室內(nèi)單管蒸汽吞吐不同助排方式實驗裝置示意Fig.1　Diagram ofsingle tubeexperimentalprocess for steam stimulation using differentassistedmethods

實驗流程包括：①將混合好的石英砂填入填砂管內(nèi)，進行安裝；②試壓30min，保證整個裝置系統(tǒng)不漏氣；③向填砂管內(nèi)注入地層水，計算其孔隙度和絕對滲透率；④飽和原油，計算初始含油飽和度；⑤調(diào)節(jié)六通閥使添加劑與蒸汽混合進入填砂管，開始驅(qū)替。不同的混注實驗重復以上流程。

1.2實驗結(jié)果及分析

對蒸汽吞吐不同助排方式下的驅(qū)油效率進行對比，結(jié)果表明該值由高到低依次為：煙道氣泡沫助排、氮氣泡沫（管外發(fā)泡）助排、氮氣泡沫（管內(nèi)發(fā)泡）助排、發(fā)泡劑助排、煙道氣助排、氮氣助排、無助排。其中，煙道氣泡沫助排的蒸汽吞吐效果最明顯（圖2），與無助排相比，驅(qū)油效率可提高19%，殘余油飽和度更低，開發(fā)效果更好。

圖2　不同助排方式下的驅(qū)油效率Fig.2　Relationship between the displacementefficiency and pore volume using differentassistedmethods

1.3機理分析

注入蒸汽中加入氮氣、二氧化碳、煙道氣等氣體助排，由于氣體導熱能力較低，在油套環(huán)空中可起到隔熱作用，降低熱損失；另外，由于重力分異作用，氣體上浮形成氣頂，減少了蒸汽向頂層的熱損失。氮氣助排方式中，注入的氮氣可以保持地層壓力，延長吞吐周期；擴大油層加熱帶、增加彈性氣驅(qū)能量；氮氣進入地層會優(yōu)先占據(jù)原油孔道，減少死孔隙體積，降低殘余油飽和度，從而提高波及系數(shù)［3］。二氧化碳或煙道氣助排方式中，注入的二氧化碳可以溶解于原油中，降低原油粘度，改善流度比［4-6］。注入蒸汽混入煙道氣后，則具有二氧化碳和氮氣的雙重作用，驅(qū)替效果更好。

注入蒸汽中加入氮氣泡沫或煙道氣泡沫。一方面注入發(fā)泡劑能大幅度降低油水界面張力，提高洗油效率；同時，形成的泡沫可以改善流度比，遇油消泡，遇水穩(wěn)定，調(diào)整注入剖面，擴大波及體積［7-9］。

注蒸汽中注入發(fā)泡劑。發(fā)泡劑不僅可增強洗油能力［10］，而且可同時溶于原油，從而降低原油粘度，提高驅(qū)替效率。

2　數(shù)值模擬

吉林油田扶余油藏的平均埋深為300m，油層厚度為18m，有效厚度為12m，孔隙度為27%，平均滲透率為300×10-3μm2，滲透率變異系數(shù)為0.253，地層原油密度為0.879 g/cm3，地層原油粘度為60 mPa·s，平均含油飽和度為0.58。

2.1蒸汽吞吐助排方式優(yōu)選

為了對比多種助排方式對蒸汽吞吐效果的改善程度，選取了氮氣、煙道氣、發(fā)泡劑、氮氣泡沫（地上）、氮氣泡沫（地下）、煙道氣泡沫和無助排7種助排方式進行對比。通過數(shù)值模擬對各種助排方式的累積產(chǎn)油量進行對比，此外經(jīng)濟因素也不能忽略，各種添加成分的成本分別為：蒸汽60元/t、氮氣3 元/m3、煙道氣1.56元/m3、發(fā)泡劑1.4×104元/t、原油3 000元/t。數(shù)值模擬結(jié)果（表1）表明，泡沫助排好于純氣體助排，其中煙道氣泡沫助排方式下的累積增油量最大，其次是氮氣泡沫（地上）助排，再考慮經(jīng)濟因素扣除成本之后，最佳的助排方式為煙道氣泡沫助排，這與室內(nèi)的單管驅(qū)油實驗結(jié)果吻合。所以，通過室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬綜合分析，最佳的助排方式為煙道氣泡沫助排。

表1　蒸汽吞吐不同助排方式的數(shù)值模擬結(jié)果Table1　Resultsofnumericalsimulation using differentassistedmethods

2.2煙道氣泡沫助排蒸汽吞吐影響因素

滲透率變異系數(shù)油層的非均質(zhì)程度是影響泡沫助排蒸汽吞吐效果的重要因素，而滲透率變異系數(shù)是反映油層非均質(zhì)性的重要指標。對洛倫茲曲線反算求解得到不同非均質(zhì)性油藏滲透率分布情況，從而能夠直觀描述油藏的非均質(zhì)性，洛倫茲系數(shù)取0.1，0.3，0.5，0.7，0.9。在混注比、注汽速度、周期注汽量、周期注汽增量和燜井時間相同的條件下，由不同滲透率變異系數(shù)下第1周期蒸汽吞吐和第2周期蒸汽—煙道氣泡沫吞吐開采效果影響的數(shù)值模擬結(jié)果（圖3）可見，隨著地層非均質(zhì)性的增強，蒸汽吞吐的效果逐漸變差；而采用助排方式后，由于煙道氣泡沫具有遇油消泡、遇水起泡的特性，從而可以封堵高滲透層，起到調(diào)剖堵水的效果；但該封堵效果是有限的，當滲透率變異系數(shù)增加到某個程度時，則會發(fā)生汽竄，導致產(chǎn)量下降。

圖3　不同滲透率變異系數(shù)對開發(fā)效果的影響Fig.3　Influenceof the coefficientofvariation on developmenteffect

地層韻律性地層韻律性對蒸汽吞吐泡沫助排效果有很大影響。在相同的注采參數(shù)條件下，由正韻律、反韻律和復合韻律對蒸汽吞吐和蒸汽—煙道氣泡沫吞吐效果的影響（圖4）可以看出，在平均滲透率相同的情況下，均質(zhì)地層的蒸汽吞吐效果最好，而在加入煙道氣泡沫后，復合韻律地層的采出能力確定最大注汽速度［1］。周期注汽量通常根據(jù)每米有效厚度選定，初期的經(jīng)驗值為80～140 t/m。周期注汽增量一般為15%～20%。注汽干度一般越大愈好，在礦場條件允許的情況下，應盡可能提高井底注汽干度。燜井時間不宜過長，一般為2～3 d，最長不要超過7 d。

圖4　地層韻律性對開發(fā)效果的影響Fig.4　Influence of formation rhythm on developmenteffect程度最高。

原油粘度原油粘度對蒸汽吞吐的開采效果影響較大。選擇了5種原油，在50℃下的粘度分別為173，126.4，79.7，47.4和31.6mPa·s，進行數(shù)值模擬計算。在相同的油層參數(shù)和注汽參數(shù)下，由不同原油粘度對蒸汽吞吐和蒸汽—煙道氣泡沫吞吐效果影響的數(shù)值模擬結(jié)果（圖5）可以看出，對于高粘度的原油，煙道氣泡沫助排的開發(fā)效果要明顯好于單純的蒸汽吞吐，這是因為二氧化碳具有降粘作用以及發(fā)泡劑具有降低界面張力的作用；而對于低粘度原油，煙道氣泡沫助排的增產(chǎn)效果不明顯。

圖5　原油粘度對開發(fā)效果的影響Fig.5　Influence of crude oilviscosity on developmenteffect

注入方式選取2種注入方式：①連續(xù)注入，即將1個大的煙道氣泡沫段塞連續(xù)注入地層；②段塞注入，即將1個大的煙道氣泡沫段塞分成2～3個小段塞注入地層。數(shù)值模擬結(jié)果表明，在相同的地層條件和注入?yún)?shù)下，連續(xù)注入要好于段塞注入。

注汽參數(shù)注汽參數(shù)主要包括混注比、注汽速度、周期注汽量、周期注汽增量、燜井時間和注汽干度。混注比是指注入氣體的體積量與注入蒸汽的體積量的比值，一般取值為1∶1～1∶1.5。注汽速度的選擇應在注汽設備正常工作的條件下，以油層破裂壓力為限制選擇注汽壓力，然后根據(jù)油層的吸氣

3　現(xiàn)場應用

根據(jù)吉林油田不同井區(qū)地質(zhì)特點進行了不同助排方式試驗，主要的助排方式有：氮氣助排、煙道氣泡沫助排、發(fā)泡劑助排。吉林油田FP74井砂巖平均厚度為10.6m，有效厚度為8m，孔滲條件均好于其他熱采區(qū)塊。2006年10月該井第1周期采用蒸汽吞吐開采，周期生產(chǎn)天數(shù)達487 d，第2周期采用氮氣助排后，截至2010年12月，共生產(chǎn)753 d，累積產(chǎn)液量為8 366.1 t，累積產(chǎn)油量為3 394 t，平均產(chǎn)油量為4.5 t/d，累積增油量為2 128.7 t。與蒸汽吞吐的產(chǎn)液量為6.7 t/d，產(chǎn)油量為1.6 t/d相比，提高程度較大。DFP107和DFP124井砂巖平均厚度為6～8m，有效厚度為2.7m，孔滲條件均一般，第1周期這2口井同時注蒸汽，存在注汽量分配不均現(xiàn)象，熱采效果較差。其中，DFP107井不出油，DFP124井產(chǎn)油量為0.4 t/d。針對這2口井進行煙道氣泡沫助排對比試驗，累積產(chǎn)液量為2 971.1 t，累積產(chǎn)油量為812.5 t，平均增油量為793.1 t，平均產(chǎn)油量為21.3 t/d，較第2輪施工前產(chǎn)油量有較大程度提高，效果非常明顯。在DFP123井進行發(fā)泡劑助排對比試驗，累積產(chǎn)液量為4 400.7 t，累積產(chǎn)油量為620.8 t，有效生產(chǎn)369 d，累積增油量為479.8 t，平均產(chǎn)油量為1.7 t/d，與單純蒸汽吞吐的產(chǎn)油量為0.5 t/d相比，提高幅度大，取得了較好的助排試驗效果?，F(xiàn)場試驗效果證實，煙道氣泡沫助排增產(chǎn)效果很明顯，與室內(nèi)實驗及數(shù)值模擬結(jié)果完全吻合。

4　結(jié)論

通過室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬多種助排方式，分析不同助排方式對開采效果的影響，優(yōu)選出合理的助排方式為煙道氣泡沫助排，該方式下蒸汽吞吐效果得到較大改善。

地層的非均質(zhì)性和原油粘度對蒸汽吞吐及蒸汽—煙道氣泡沫吞吐開采效果的影響較大，尤其是在較復雜的油層并且原油粘度較高的情況下，使用煙道氣泡沫助排效果較好。

對注汽參數(shù)進行了優(yōu)選，混注比為1∶1～1∶1.5，周期注汽量為80～140 t/m，周期注汽增量為15%～20%，燜井時間為2～3 d。

現(xiàn)場應用中，煙道氣泡沫助排蒸汽吞吐效果非常明顯，例如DFP107井與DFP124井第2周期進行煙道氣泡沫助排后，平均產(chǎn)油量為21.3 t/d，較第2輪施工前DFP107井不出油和DFP124井產(chǎn)油量為0.4 t/d有較大程度提高。

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編輯劉北羿

Experimentof steam stimulation effect im proved by different assistedmethodsand itsnumericalsimulation

Tong Lin1，Zhang Guojun1，Kang Aihong2

（1.No.1Oil Production Plant，PetroChina Daqing Oilfield Co.，Ltd.，Daqing City，Heilongjiang Province，163712，China；2.Exploration and DevelopmentResearch Institute，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla，Xinjiang，841000，China）

Because the steam stimulation of heavy oil reservoir belongs to the blowdown depleted development，the reservoir energy can not effectivelymaintain the supply of liquid and the recovery effect getsworse at later stage of the steam stimulation.Steam overlapping is serious and verticaloil sweep factor is low.Injecting steam with some gas or chemicals to assist the steam stimulation can effectively improvemobility ratio and the developmenteffectof the heavy oil reservoir.The indoor single tube experiment studied the effectof differentassistedmethodson the steam drive.The resultsof the experiment showed that the displacementefficiency of flue gas foam assisted steam stimulation could be increased by19%compared with that of the steam stimulation.Based on these results of physical simulation experiment，numerical simulation methodswere used to compare the different influences of differentassistedmethods on the steam stimulation effect.The resultsaccorded with the results ofphysicalsimulation experiments.The recovery effectof flue gas foam assisted steam stimulationwas the best consideringmany kindsof factors followed by nitrogen foam.When the formation heterogeneitywas very poor and the oil viscositywas very high，the recovery effectof flue gas foam assisted steam stimulation could bemore obvious.

steam stimulation；heavy oil reservoir；additives；assistedmethod；fluegas

TE357.41

A

1009-9603（2015）02-0093-05

2015-01-15。

佟琳（1985—），女，遼寧凌海人，助理工程師，碩士，從事三次采油研究。聯(lián)系電話：18245697868，E-mail：411187190@163.com。

國家自然科學基金“蒸汽+非凝析氣熱力泡沫在多孔介質(zhì)中的運移及滯留機理”（51104165）。