張　鑫，張宏博，竇晟，王矗

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司，廣東 深圳 518067；2.中石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；3.中石油渤海鉆探工程有限公司，河北 滄州 062450；4.中石油渤海鉆探工程有限公司第三鉆井分公司，天津 300280)

?

海上多元熱流體吞吐水平井產(chǎn)能預(yù)測模型

張鑫1，張宏博2，竇晟3，王矗4

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司，廣東 深圳 518067；2.中石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；3.中石油渤海鉆探工程有限公司，河北 滄州 062450；4.中石油渤海鉆探工程有限公司第三鉆井分公司，天津 300280)

多元熱流體吞吐已成為海上稠油的主要熱采方式。通過引入非凝結(jié)氣熱焓計算式，利用能量平衡方程推導(dǎo)出加熱半徑公式，再結(jié)合修正的蒸汽吞吐水平井產(chǎn)能公式，建立了多元熱流體吞吐產(chǎn)能模型。研究了產(chǎn)能遞減規(guī)律和不同注汽參數(shù)對采出程度的影響。研究表明：生產(chǎn)初期產(chǎn)能遞減迅速，生產(chǎn)后期產(chǎn)能較穩(wěn)定；采出程度隨周期注入量增加先增加后降低，隨非凝結(jié)氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加先增加后緩慢下降，存在最優(yōu)非凝結(jié)氣含量。產(chǎn)能模型對即將實施多元熱流體吞吐水平井的產(chǎn)能預(yù)測及優(yōu)選注汽參數(shù)具有重要意義。

多元熱流體吞吐；產(chǎn)能預(yù)測；注汽參數(shù)優(yōu)化；理論模型；水平井

多元熱流體吞吐是指將工業(yè)柴油在高壓燃燒室內(nèi)燃燒后產(chǎn)生的高溫高壓混合氣(主要成分為N2、CO2和水蒸汽)注入油層[1]，從而降低稠油黏度，同時提高油層壓力，進而提高稠油采收率[2]。多元熱流體吞吐同時具有加熱、氣體溶解降黏、增能保壓、減少熱損失和協(xié)調(diào)增產(chǎn)等優(yōu)點，熱采機理十分復(fù)雜[3-7]。中國已在渤海南堡35-2油田進行了多元熱流體吞吐實踐，取得了明顯增產(chǎn)效果。目前關(guān)于多元熱流體吞吐熱力計算的研究多集中在垂直井筒段熱損失上[2，8-9]，為了計算多元熱流體吞吐油藏內(nèi)熱力參數(shù)，筆者利用多元熱流體熱焓計算公式，通過能量平衡方程和修正的蒸汽吞吐產(chǎn)能公式建立了完整的產(chǎn)能預(yù)測模型。對已知油藏參數(shù)的吞吐井進行了提高采收率研究。該模型對即將進行多元熱流體吞吐井優(yōu)選周期注汽量、非凝結(jié)氣合理質(zhì)量分?jǐn)?shù)等具有重要借鑒和指導(dǎo)意義。

1　水平井多元熱流體吞吐加熱體模型的建立

1.1模型基本假設(shè)

(1)水平段在油層正中間；(2)忽略多元熱流體沿水平段壓力、溫度損失；(3)忽略蒸汽超覆現(xiàn)象；(4)多元熱流體注入結(jié)束熱區(qū)溫度線性變化；(5)燜井結(jié)束熱區(qū)溫度為飽和蒸汽溫度，熱區(qū)外為油藏原始溫度；(6)冷區(qū)為線性流，熱區(qū)為線性流和徑向流的耦合；(7)忽略溫度對水相黏度影響；(8)忽略溫度對相滲曲線的影響；(9)注入結(jié)束，忽略飽和度分布不均情況。

1.2加熱半徑計算模型

多元熱流體沿水平段加熱半徑變化不大[9]，假設(shè)加熱體為圓柱體，多元熱流體注入過程剖面如圖1所示。

當(dāng)注入的多元熱流體未到達頂?shù)讓樱瑹崃咳坑糜诩訜嵊蛯覽9]，假設(shè)溫度線性變化：

(1)

其中：hm=fN2hN2+fCO2hCO2+fH2Ohw+xfH2Olv；

式中：Is為多元熱流體質(zhì)量滲流量，kg/s；hm為多元熱流體熱焓，kJ/kg；fN2、fCO2、fH2O分別為氮氣、二氧化碳和水的質(zhì)量分?jǐn)?shù)；lv為飽和蒸汽汽化潛熱，kJ/kg；x為飽和蒸汽干度；t為多元熱流體注入時間；Mr為油層體積熱容量，kJ/(m3·℃)；rh為加熱半徑，m；L為水平段長度，m；Tavg為熱區(qū)溫度加權(quán)平均值，℃；Ts為井筒中多元熱流體溫度，℃；Ti為油藏原始溫度，℃。

當(dāng)多元熱流體到達頂?shù)讓?，存在頂?shù)讓訜釗p失：

Ishmt=MrShL(Tavg-Ti)+

(2)

(3)

式中：Sh為修正的加熱面積，m2；L為水平段長度，m；h為油層厚度，m；α為頂?shù)讓訜釘U散系數(shù)，m2/d。

(4)

式中：pi為油層初始壓力，MPa；G為多元熱流體體積注入量，m3；Bme為多元熱流體體積系數(shù)；Noh為熱區(qū)地質(zhì)儲量，m3；N為總地質(zhì)儲量，m3；Boe為原油體積系數(shù)；βe為綜合熱膨脹系數(shù)，1/℃；Ce為綜合壓縮系數(shù)，(MPa)-1。

1.3多元熱流體吞吐水平井產(chǎn)能模型

油藏內(nèi)滲流如圖2所示。

假設(shè)彈性不穩(wěn)定滲流產(chǎn)能為壓力的函數(shù)[11]：

(5)

其中：

生產(chǎn)過程熱能隨產(chǎn)液、熱傳導(dǎo)損失，油層溫度、壓力隨生產(chǎn)時間不斷變化[11-12]：

(6)

(7)

式中：Qp為產(chǎn)出熱，kJ/d；Qmax為余熱，kJ；Nw、No分別為累積產(chǎn)水和累積產(chǎn)油量，m3。

2　實例分析

中國海上某油藏多元熱流體吞吐井基本參數(shù)如表1～表3所示。

表1　原油黏度與溫度關(guān)系

表2　油水相滲數(shù)據(jù)

表3　油藏地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)和多元熱流體參數(shù)

根據(jù)式(1)～式(4)計算該井加熱半徑、壓力，結(jié)果如表4所示。CMG計算值由結(jié)果文件中垂直井筒方向每列網(wǎng)格點對應(yīng)的平均溫度、平均壓力值導(dǎo)出，再根據(jù)式

求出每列網(wǎng)格對應(yīng)的平均加熱半徑，最后求平均值。

表4　加熱半徑模型計算值和數(shù)模結(jié)果對比

從表4可以看出，計算值與數(shù)模結(jié)果吻合，證明加熱半徑模型可靠。

式(5)～式(7)產(chǎn)能模型計算值與CMG結(jié)果對比如圖3所示。由圖3可以看出，計算值與數(shù)模結(jié)果吻合較好。實際上，由非活塞驅(qū)替理論可知，多元熱流體注入結(jié)束后，近井含油飽和度低。因此在生產(chǎn)初期，產(chǎn)油量升高，后期由于熱損失及地層壓力下降，產(chǎn)能逐漸下降。

3　注汽參數(shù)優(yōu)化

3.1多元熱流體周期注入量

以表1～表3為基礎(chǔ)，改變多元熱流體周期注入量，以周期采出程度為衡量指標(biāo)，產(chǎn)能模型計算結(jié)果如圖4所示。由圖4可以看出：注入量很小時，采出程度隨周期注汽量增加迅速增加，注入量較大時，采出程度隨注入量增加不變或下降。分析認(rèn)為：多元熱流體注入量過小時，加熱程度差，此時注入量增加能明顯改善加熱效果；注入量過大時，注入時間長，生產(chǎn)時間縮短，且生產(chǎn)井附近含油飽和度過低，熱能利用率下降，初期產(chǎn)水率高。

3.2非凝結(jié)氣含量

保持非凝結(jié)氣中N2和CO2質(zhì)量比為3∶1不變，不同非凝結(jié)氣總質(zhì)量分?jǐn)?shù)對采出程度的影響如圖5所示。由圖5可知，飽和蒸汽中混入少量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%)非凝結(jié)氣能提高采出程度，但非凝結(jié)氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)過多會降低采出程度。分析認(rèn)為：添加少量非凝結(jié)氣能提高氣體溶解降黏效果，增加地層能量并減少熱損失；非凝結(jié)氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)過高時(質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于4%)，加熱半徑隨非凝結(jié)氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而減小，油層受熱變差[9]。因此在實施多元熱流體吞吐前，應(yīng)針對指定油藏進行非凝結(jié)氣合理質(zhì)量分?jǐn)?shù)計算。

4　結(jié)論

(1)通過多元熱流體熱焓計算式，利用能量平衡方程建立加熱半徑模型，結(jié)合修正的蒸汽吞吐水平井產(chǎn)能計算公式建立了多元熱流體吞吐產(chǎn)能計算模型。對海上某油藏產(chǎn)能計算表明，多元熱流體吞吐初期產(chǎn)能降低迅速，后期較穩(wěn)定，模型計算值與CMG結(jié)果吻合較好。

(2)通過計算周期注入量和非凝結(jié)氣質(zhì)量分?jǐn)?shù)對采出程度的影響，結(jié)果表明：2參數(shù)都存在適宜的調(diào)節(jié)區(qū)間，因此在實施多元熱流體吞吐時，應(yīng)首先對其進行優(yōu)化計算。

[1]Liu Y G， Yang H L， Zhao L C， et al. Improve offshore heavy oil recovery by compound stimulation technology involved thermal， gas and chemical methods: proceedings of 2010 Offshore Technology Conference， Houston， Texas， USA，May 3-6， 2010[C]， Houston: OTC， 2010.

[2]成文龍，韓冰冰.基于實際氣體狀態(tài)方程的多元熱流體井筒傳熱模型[J].石油學(xué)報，2015，36(11):1402-1410.

[3]Li Y L， Ma K Q， Liu Y X， et al. Enhance heavy oil recovery by in-situ carbon dioxide generation and application in China offshore oilfield[R]. SPE 165215， 2013.

[4]張偉，孫永濤，林濤，等.海上稠油多元熱流體吞吐增產(chǎn)機理室內(nèi)實驗研究[J].石油化工應(yīng)用，2013，32(1):34-36.

[5]李兆敏，陶磊，張凱，等.CO2在超稠油中的溶解特性實驗[J].中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版，2008,32(5):92-96.

[6]楊勝來，李新民，郎兆新，等.稠油注CO2的方式及其驅(qū)油效果的室內(nèi)實驗[J].石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版，2001，25(2):62-64.

[7]林日億，李魏，李兆敏，等.煙氣-蒸汽輔助重力泄油模擬技術(shù)[J].中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版，2012，36(5):136-140.

[8]黃世軍，李秋，程林松，等.海上多元熱流體注入沿程熱物性評價模型[J].西南石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)報，2015，37(1):91-97.

[9]黃世軍，谷悅，程林松，等.多元熱流體吞吐水平井熱參數(shù)和加熱半徑計算[J].中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版，2015,39(4):97-102.

[10]劉春澤.蒸汽吞吐水平井一體化評價模型及轉(zhuǎn)SAGD方式研究[D].北京:中國石油大學(xué)，2007.

[11]谷悅.海上稠油蒸汽吞吐水平井流動能力評價方法[D].北京:中國石油大學(xué)，2015.

[12]Chen Yueming. Steam injection and thermal production[M]. Dongying: China University of Petroleum Press， 1996:64-125.

Modeling of Productivity for Multiple Thermal Fluid Stimulation in Horizontal Wells in Offshore Oilfields

ZHANG Xin1， ZHANG Hong-bo2， DOU Sheng3， WANG Chu4

(1.CNOOC energy development Limited by Share Ltd engineering technology Shenzhen branch， Shenzhen Guangdong 518067， China; 2.PetroChina Tarim Oilfield Company， Korla Xinjiang 841000， China; 3.PetroChina Bohai Drilling Engineering Co.， Ltd.， Cangzhou Hebei 062450， China; 4.PetroChina Bohai Drilling Engineering Co.， Ltd. third drilling branch， Tianjin 300280， China)

The multi thermal fluid stimulation has become the main method of thermal recovery for offshore heavy oil. By introducing the enthalpy calculation formula of non condensing gas, and using the energy balance equation, the formula of the heating radius is derived, and the capacity formula of the horizontal well with modified steam stimulation is deduced. The effects of production capacity decline and different steam injection parameters on the extraction rate arestudied. The research shows thatthe initial production capacity diminishesrapidly, while the post production capacity is stable; with the increase of cyclic injection rate, therecovery degree first grew upand then dropped; with the increase ofthe non condensed gas, the mass fraction first increased and then decreased slowly; there is an optimal non condensable gas content. The productivity model has important significance for the production capacity prediction and optimal parameter selection of the horizontal well in the multi heat fluid stimulation.

multiple thermal fluid stimulation; productivity prediction; steam injection parameter optimization; theoretical model; horizontal well

2016-01-25

國家科技重大專項(2011ZX05024-002)。

張鑫(1990—)，男，學(xué)士學(xué)位，E-mail：zhangxin68@cnooc.com.cn。

TE33

A