弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐數值模擬研究

張 雷

(中海油(中國)有限公司，天津 300452)

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弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐數值模擬研究

張 雷

(中海油(中國)有限公司，天津 300452)

針對常規模型難以描述弱凝膠驅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底蓋層熱損失，開展了南堡35-2油田弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐數值模擬研究。通過正交設計方法，以綜合評價指標最大為目標，優化設計B6井組先導試驗方案。油井實施后，周期生產時間延長17.2%，周期產油量增加24.4%，預測采收率提高7.3%。該開發方式對于合理開發海上稠油儲量具有重要意義。

多元熱流體吞吐；弱凝膠；數值模擬；非等溫實驗；海上油田；南堡35-2油田

引 言

渤海南堡35-2油田稠油熱采先導試驗區[1-3]進入多輪蒸汽吞吐開發階段后，逐漸暴露出地層壓力下降快、油井產量遞減大(自然遞減率為45%)、經濟效益差等問題。受場地及工藝限制，分層配注[4-7]、優化吞吐組合[8]、熱泡沫[9-13]、輔助驅油劑[14-16]等常規手段已難以滿足海上熱采開發需求。針對該問題，2012年首次提出了弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐技術。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，結合弱凝膠驅[22]提高儲量動用程度，其優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”驅替原油。通過對非等溫聚合物凝膠溶液參數進行研究，建立弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐數值模型，開展先導試驗井組方案優化。

1 室內室驗

弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐是一種綜合考慮熱與化學效應的復合驅油技術，增產機理復雜，常規熱采及聚合物驅模型難以描述[23-24]。為了表征吞吐過程中弱凝膠體系溶液參數的變化，開展了溫度對溶液黏度及吸附量的室內實驗研究，進而對弱凝膠輔助多元熱流體吞吐過程中物理化學現象進行數學描述。

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，初始黏度與溫度關系曲線見圖1、2。實驗結果表明：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先減小后增大的趨勢。

表1 5種凝膠體系實驗設計參數

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吸附量測試數據見表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 物理化學現象數學模型表征

2.1 聚合物凝膠體系黏度

凝膠體系黏度與聚合物濃度、溶液電介質濃度及溫度的關系式為：

(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 頂底層熱傳導方程

頂底層熱傳導方程可表示為：

(6)

式中：λ為頂底層導熱系數，kJ/(h·m·℃)；(ρc)L為頂底層熱容量，kJ/(m3·℃)。

3 數值模擬研究及礦場實施效果

3.1 井組概況及數值模型

優選注采連通關系較好的B6井組作為先導試驗井組。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，初期日產油為70～80 m3/d，但周期生產時間短，僅為186 d，累計產油量低，為0.85 t，進一步開展注蒸汽吞吐經濟效益差。

采用加拿大CMG軟件公司的熱采油藏數值模擬軟件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，網格劃分為162×75×20；均質網格，X、Y、Z方向網格步長分別為10、10、1 m[25-29]。

3.2 試驗區方案設計及優化

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、注聚時間間隔及采注比等9個因素，利用正交設計原理對試驗區方案進行優化研究，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、產出投入比和采收率增幅的權重系數，通常均為1/3。

通過開展正交數值實驗，利用數值模擬器對各方案進行優化。模擬結果表明：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、注聚時間間隔及采注比的最優水平分別為：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

先導試驗井組實施前后油井生產情況對比見表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，累計產液量增加0.34×104m3；吞吐周期內，生產時間延長17.2%，周期產油量增加24.4%。由圖3可知，油井周期內遞減明顯減緩，從45%下降到21%，且生產4個月后日產油逐漸上升，表明仍有一定穩產潛力。依據油井實際生產動態，該井組預測采收率為25.5%，采收率提高了7.3%。

表4 試驗井組不同開發方式周期開發指標對比

圖3 不同開發方式周期生產曲線對比

4 結 論

(1) 通過室內實驗確定了非等溫條件下凝膠溶液體系參數及函數表征，綜合考慮頂底蓋層熱傳導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，建立了弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐數值模擬模型。

(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化研究。綜合考慮油氣比、產出投入比和采收率增幅，確定了B6井組弱凝膠驅輔助多元熱流體吞吐先導試驗方案最優參數。先導試驗方案實施后，油井吞吐周期生產時間提高了17.2%，周期產油量增加了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需求，該開發方式為海上稠油儲量有效動用提供了必要技術保障。

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編輯 朱雅楠

20141208；改回日期：20150128

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

張雷( 1982-)，男，工程師， 2004年畢業于中國石油大學(華東)石油工程專業，2007年畢業于該校油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現主要從事海上油氣田開發油藏工程和數值模擬等方面的科研生產工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.029

TE311

A

1006-6535(2015)02-0115-04