谷建偉，馮保華

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

引 言

水平井、N2和降黏劑等單獨(dú)輔助稠油油藏的開發(fā)技術(shù)前人已經(jīng)研究了很多。杜殿發(fā)等[5]對(duì)特稠油油藏注N2開采的可行性進(jìn)行了模擬研究，于會(huì)永等[6]對(duì)超稠油油藏進(jìn)行了注N2數(shù)值模擬研究，李兆敏等[7]利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)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(jī)理和驅(qū)油效率等。HDNS技術(shù)研究目前多是現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[8]，但是對(duì)HDNS技術(shù)數(shù)值模擬的研究涉及較少。本文通過數(shù)值模擬對(duì)HDNS技術(shù)的作用機(jī)理及N2、降黏劑的注入?yún)?shù)對(duì)開發(fā)效果的影響進(jìn)行了分析，從而為該項(xiàng)技術(shù)在淺薄超稠油油藏中的應(yīng)用提供理論支持。

1 數(shù)值模型

1.1 HDNS機(jī)理表征方式研究

HDNS技術(shù)的實(shí)際作用機(jī)理很多也很復(fù)雜，數(shù)值模擬不可能將所有機(jī)理都體現(xiàn)在模型中。據(jù)前人實(shí)驗(yàn)[9－10]顯示，N2對(duì)原油的降黏作用不明顯。故本文數(shù)模研究主要考慮的機(jī)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(jī)理。為較真實(shí)地反映HDNS強(qiáng)化熱采的驅(qū)油機(jī)理，在數(shù)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(jī)理描述主要是通過化學(xué)反應(yīng)關(guān)鍵字定義的，化學(xué)反應(yīng)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(yīng)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(jì)算所得)來反映降黏劑降低原油黏度的機(jī)理;另外模型中設(shè)置界面張力隨表面活性劑摩爾分?jǐn)?shù)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(shù)，來反映降黏劑對(duì)界面張力的影響。

表1 界面張力隨表面活性劑摩爾分?jǐn)?shù)變化取值

對(duì)于水平井吞吐熱力降黏機(jī)理在模型中的體現(xiàn)，是通過將水平井軌跡及完井?dāng)?shù)據(jù)導(dǎo)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(shí)現(xiàn)的。在模型中的流體性質(zhì)定義部分，設(shè)置平衡常數(shù)表來反映N2隨溫度、壓力的變化，同時(shí)設(shè)定N2的密度、導(dǎo)熱系數(shù)等參數(shù)，從而實(shí)現(xiàn)N2增加地層壓力、助排、隔熱保溫、增加生產(chǎn)壓差及防止蒸汽超覆的作用。

1.2 模型選取

依據(jù)以上機(jī)理，選取新疆排601北部井區(qū)，以P601－P23井為中心及周圍8口井為一個(gè)井組建立數(shù)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(diǎn)網(wǎng)格劃分為39×29×5。利用現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)注入?yún)?shù)進(jìn)行歷史擬合，使所建地質(zhì)模型符合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，擬合結(jié)果以P601－P23井日產(chǎn)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(zhǎng)度約30 μm，直徑＜8 nm，羧基含量：3.86%)；異黃酮類標(biāo)準(zhǔn)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(zhì)模型P601－P23日產(chǎn)油擬合

利用擬合后的地質(zhì)模型進(jìn)行數(shù)模研究，數(shù)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(chǎn)井定液生產(chǎn)，日產(chǎn)液為50 m3/d，至單井極限產(chǎn)油量為2 m3/d時(shí)模擬結(jié)束。

2 N2注入?yún)?shù)對(duì)HDNS開采效果影響

2.1 N2注入量

設(shè)計(jì)了4種N2注入量進(jìn)行模擬計(jì)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(jié)果見圖2。

圖2 不同N2注入量下累計(jì)產(chǎn)油和累計(jì)油汽比變化曲線

由圖2可知，注入N2后產(chǎn)油量明顯增加，且隨N2注入量的增加，累計(jì)產(chǎn)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(chǎn)量，但當(dāng)N2量達(dá)到一定程度后，地層吸氣能力有所下降，增產(chǎn)能力隨之下降;當(dāng)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(xù)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(yōu)周期N2注入量，其他注入?yún)?shù)保持不變，分別設(shè)計(jì)了4種不同的注入速度進(jìn)行模擬計(jì)算(圖3)。

圖3 不同N2注入速度下累計(jì)產(chǎn)油和累計(jì)油汽比變化曲線

由圖3可知:隨注氮速度的增加，累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)油汽比均先增加后減少，這是因?yàn)橛蛯佑幸欢ǖ奈鼩馑俣龋?dāng)注入速度小于吸氣速度時(shí)，隨注入速度的增加，產(chǎn)量增加，而當(dāng)注入速度大于油層吸氣速度時(shí)，多余氣體便在井底聚集產(chǎn)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(jìn)行模擬計(jì)算。N2和蒸汽的注入?yún)?shù)保持不變。結(jié)果如圖4所示(與不注入N2時(shí)比較)。

圖4 不同N2注入方式下累計(jì)產(chǎn)油和累計(jì)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?yàn)橄茸2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(dāng)于延長(zhǎng)了第1波注入蒸汽的悶井時(shí)間，使溫度損失增加，開采效果變差;同時(shí)考慮現(xiàn)場(chǎng)施工作業(yè)的操作和費(fèi)用，也是一次性注入N2的方式經(jīng)濟(jì)效益好。

3 降黏劑注入?yún)?shù)對(duì)HDNS開采效果影響

3.1 降黏劑的注入量

蒸汽的各注入?yún)?shù)同上，設(shè)計(jì)了5種降黏劑注入量進(jìn)行模擬計(jì)算。降黏劑注入溫度、注入速度保持不變，注入順序?yàn)橄茸⒔叼┖笞⒄羝?模擬結(jié)果見圖5。

圖5 不同降黏劑注入量下累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)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(jì)產(chǎn)油量(產(chǎn)出油量減去降黏劑折算成等價(jià)值原油量)先增加后降低，這是因?yàn)殡S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(chǎn)油量增加，但當(dāng)注入量大于30 t以后，隨著降黏劑量的增加，凈產(chǎn)油量有所降低，因此考慮到經(jīng)濟(jì)因素降黏劑注入量存在較優(yōu)值，在實(shí)例油藏條件下，考慮經(jīng)濟(jì)因素降黏劑的注入量最優(yōu)為30 t。

3.2 降黏劑的注入速度

保持上一步優(yōu)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?yún)?shù)同前所述，分別設(shè)計(jì)了5種不同的注入速度進(jìn)行模擬計(jì)算，結(jié)果見圖6。

圖6 不同降黏劑注入速度下累產(chǎn)油和累計(jì)油汽比的變化曲線

由圖6可知:隨注入速度的增加，累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)油汽比先增加后降低。這是由于在地層吸液速度的范圍內(nèi)，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(dāng)注入速度大于地層吸液速度時(shí)，降黏劑就會(huì)聚集在井筒附近使井底壓力升高，影響后續(xù)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?yún)?shù)不變，設(shè)計(jì)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(jì)算，模擬結(jié)果見圖7。

圖7 不同降黏劑注入方式下累計(jì)增油量和累計(jì)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?yàn)橄茸⒔叼⒕車脑宛ざ冉档?，流?dòng)性變好，再注蒸汽會(huì)增加蒸汽的波及體積，而且也會(huì)將降黏劑推向更遠(yuǎn)的地方，使產(chǎn)量增加。若分2次注入，由于之前已經(jīng)注入一部分蒸汽使原油多數(shù)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(xiàn)不明顯，使開發(fā)效果變差;再考慮現(xiàn)場(chǎng)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(jù)單因素分析，選取較優(yōu)的注入?yún)?shù)，設(shè)計(jì)出N2與降黏劑協(xié)同作用正交設(shè)計(jì)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(yīng)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(gè)因素，因此設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)方案模擬計(jì)算。表2中，Ki(i=1，2，3)為水平i對(duì)應(yīng)試驗(yàn)結(jié)果的平均值;yi為考察值累計(jì)產(chǎn)油量，104m3。由表中各列Ki值，可以得出各因素中的較優(yōu)水平值及最佳注入?yún)?shù)組合。

表2 N2與降黏劑多因素正交設(shè)計(jì)

表3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果平均值統(tǒng)計(jì)

下面采用方差分析法構(gòu)造F統(tǒng)計(jì)量，作F檢驗(yàn)，進(jìn)而判斷各因素作用的顯著性。

由于降黏劑的注入溫度對(duì)累產(chǎn)油影響很小，故把它歸為誤差項(xiàng)。下面利用方差分析來檢驗(yàn)因子的顯著性，取α=0.1。方差分析結(jié)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(xiàng)，影響較小。

5 結(jié)論

(1)N2輔助水平井蒸汽吞吐時(shí)，隨著N2注入量和注入速度的增加，累計(jì)產(chǎn)油和累計(jì)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(shí)，隨降黏劑注入量和注入速度的增加，凈產(chǎn)油量及累產(chǎn)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(yōu)選的注入量情況下一次性大量注入的開發(fā)效果優(yōu)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(qiáng)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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