武杰

(中國石化勝利油田石油開發(fā)中心,山東 東營 257000)

對于黏度較低的普通稠油,稠油冷采是一種經(jīng)濟有效的開采方式。降黏劑能夠有效降低原油黏度、提高冷采效果,在石油開發(fā)中心部分冷采區(qū)塊已經(jīng)開展現(xiàn)場試驗,采用數(shù)值模擬方法, 開展了降黏劑輔助開采油層參數(shù)敏感性分析,確定不同地質(zhì)開發(fā)參數(shù)下降黏劑輔助開采的適用性;基于草128區(qū)塊數(shù)值模擬模型,選取了降黏劑輔助開采的典型吞吐井,開展降黏劑輔助開采工作制度優(yōu)化,對方案的效果和經(jīng)濟性進行了評價,為油田具體實施提供依據(jù)。

1 降黏劑的分類及作用機理和數(shù)值模擬方法研究

1.1 降黏劑分類

稠油乳化降黏是將一定濃度的表面活性劑溶液與稠油在一定溫度下混合,使高黏度的稠油以油滴的形式分散在水中,形成低黏度的O/W乳液,從根本上改善稠油的流變性能,大大降低稠油的流動阻力。乳化降黏技術(shù)既可用于冷采,也可用于不同注汽階段的熱采。我國乳化降黏技術(shù)經(jīng)過十多年的發(fā)展,日趨成熟,降黏率通常可以達到95%以上。

國內(nèi)外工業(yè)上使用過典型的稠油降黏方法有物理降黏技術(shù)(稀釋降黏、加熱法等)以及化學(xué)降黏技術(shù)(稠油改質(zhì)技術(shù)、乳化降黏法、油溶性降黏劑降黏等),其中最具有經(jīng)濟價值的是水溶性乳化劑降黏和油溶性降黏劑降黏。

1.1.1 水溶性降黏劑的分類

普遍使用的水溶性降黏劑有兩種:一類是像Na2CO3、NaHCO3、NaOH等堿類,第二類是表面活性劑,一般在稠油開采中常用的表面活性劑主要分為三類:陽離子型、陰離子型和非離子型。

1.1.2 油溶性降黏劑的分類

油溶性降黏劑是在降凝劑基礎(chǔ)上發(fā)展而來的,兼具降凝降黏性能,通常由含芳香環(huán)的單體(如苯乙烯)、含長鏈烷基的單體(丙烯酸十八酯、十八烯等)以及強極性單體(醋酸乙烯酯、馬來酸酐及其衍生物、丙烯酰胺及其衍生物等)中的兩種或多種通過自由基共聚反應(yīng)制備得到。依據(jù)油溶性降黏劑分子所含單體數(shù)目的不同,將其分成了二元、三元及四元等幾類。

1.2 降黏劑作用機理

降黏劑注入儲層后,在儲層中運移并生成水包油乳狀液,增大驅(qū)替阻力的同時降低油相黏度及油水界面張力。本研究中,考慮的降黏劑作用機理包括:乳狀液的生成及破乳;驅(qū)替阻力增大;降低油相黏度;降低界面張力。具體對各機理及其數(shù)值模擬實現(xiàn)過程介紹如下:

1)乳狀液的生成和破滅:稠油表現(xiàn)出較高的黏度,主要是由于其膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高,分子之間存在較強的氫鍵作用。降黏劑與稠油形成乳狀液,使黏度主要取決于分散介質(zhì)的黏度,從而使稠油降黏。因此可用CMG-STARS模塊中的化學(xué)反應(yīng)模型來實現(xiàn)其降黏機理。

2)驅(qū)替阻力增加:乳狀液生成后,在運移過程中,通過狹窄喉道會發(fā)生堵塞,進而增加驅(qū)替阻力。驅(qū)替阻力的增加程度可以使用流動阻力因子來表示。同時,降黏劑注入地層生成乳狀液后,驅(qū)替阻力的增加程度和儲層滲透率有關(guān)。在CMG-STARS模塊中,通過BLOCKAGE關(guān)鍵字來實現(xiàn)。

3)降低油相黏度:降黏劑與稠油形成乳狀液,使黏度主要在于分散介質(zhì)的黏度,從而使稠油降黏。當(dāng)原油含水率增大,特別是變成O/W型乳狀液以后。在CMG-STARS模塊中,通過VSMIXCOMP關(guān)鍵字來實現(xiàn)降黏機理。

4)降低界面張力:降黏劑注入地層后,可以一定程度降低地層界面張力。在CMG-STARS模塊中,通過IFTTABLE關(guān)鍵字來描述并實現(xiàn)。

1.3 數(shù)值模型參數(shù)設(shè)計及模擬研究

為了驗證降黏劑各項機理在數(shù)值模擬中的實現(xiàn)情況,基于礦場實際模型,提取抽象建立機理表征的概念模型。構(gòu)建仿真模型,模型平面規(guī)模為900 m×900 m。模型縱向上分為三層,每層厚度為5 m。網(wǎng)格數(shù)為30×30×3。模型孔隙度為0.34,滲透率各層不同,分別為500,750,1 000 mD。模型中央布置一口水平井,水平井段長度為200 m。在模型一側(cè)存在水體。模型總體生產(chǎn)時間3 000 d。建立完成后模型如圖1所示。

圖1 概念模型

基于此模型,設(shè)置油、水、降黏劑、乳狀液等組分,綜合考慮乳狀液的生成及破乳、驅(qū)替阻力增大、降低油相黏度、降低界面張力等各項物化機理,開展數(shù)值模擬驗證。模擬注入降黏劑共6個輪次,每個輪次注入降黏劑45 t,每周期500 d。對比相同注入工作制度,但每個輪次注入為純水的方案。

降黏劑吞吐和對比方案的累產(chǎn)油曲線如圖2所示。從圖中可以看到,降黏劑吞吐可以實現(xiàn)更高的累產(chǎn)油,改善油藏開發(fā)效果,提高采收率。

圖2 累產(chǎn)油曲線

降黏劑吞吐和對比方案的累產(chǎn)油-含水率曲線如圖3所示。從圖中可以看到,對比不注降黏劑,降黏劑吞吐在相同累產(chǎn)油情況下,含水率更低,說明水的突進更弱,驅(qū)替更加均衡,開發(fā)效果更好。

圖3 累產(chǎn)油-含水率曲線

對比各個輪次結(jié)束后,降黏劑吞吐和對比方案的飽和度分布情況如圖4所示。

(a)對比方案;(b)降黏劑吞吐方案。

從圖4中可以看到,隨著開發(fā)的進行,不注入降黏劑,受邊水的影響,邊水會逐漸突進入生產(chǎn)井,引起開發(fā)效果變差。注入降黏劑吞吐,可以降低原油黏度,一定程度上減輕邊水突進情況,實現(xiàn)更大程度的均衡開發(fā),改善油藏開發(fā)效果。

2 數(shù)值模擬參數(shù)選取及敏感性分析

2.1 油藏開發(fā)地質(zhì)參數(shù)選取

基于數(shù)值模擬方法,開展了降黏劑輔助開采地質(zhì)流體參數(shù)敏感性研究。

1)研究的儲層相關(guān)物性參數(shù)包括:原油黏度(地下原油黏度變化范圍400～4 000 cp)、油層有效厚度(油層有效厚度變化范圍9～21 m)、滲透率(滲透率變化范圍250～2 000 mD)。

2)研究的開發(fā)相關(guān)參數(shù)包括:水平井段長度(平井段長度的變化范圍90～360 m)、降黏劑注入量(降黏劑注入量的變化范圍4～50 t/輪次)、降黏劑注入時機(設(shè)定共吞吐6周期)。

2.2 油藏開發(fā)地質(zhì)參數(shù)敏感性分析

2.2.1 原油黏度的影響

對比不同原油黏度下,開發(fā)結(jié)束時刻的累產(chǎn)油如圖5所示。從圖中可以看出,原油黏度越大,相同注入量的降黏劑的降黏范圍越小,累產(chǎn)油量越低,開發(fā)效果越差。不同原油黏度下,降黏劑輔助開采方案相比不注降黏劑方案的增油百分比如圖6所示。

圖5 不同原油黏度下降黏劑輔助吞吐累產(chǎn)油情況

圖6 不同原油黏度下降黏劑輔助吞吐增油百分比

2.2.2 油層有效厚度的影響

對比不同油層有效厚度下,開發(fā)結(jié)束時刻的累產(chǎn)油如圖7所示。從圖中可以看出,有效厚度越大,油藏儲量越高,降黏劑輔助開采產(chǎn)量越高,累產(chǎn)油量越高,開發(fā)效果越好。不同油層有效厚度下,降黏劑輔助開采方案相比不注降黏劑方案的增油百分比如圖8所示。

圖7 不同油層有效厚度下降黏劑輔助吞吐累產(chǎn)油情況

圖8 不同油層有效厚度下降黏劑輔助吞吐增油百分比

2.2.3 滲透率的影響

對比不同滲透率下,開發(fā)結(jié)束時刻的累產(chǎn)油如圖9所示。從圖中可以看出,滲透率越高,降黏劑輔助開采產(chǎn)量越高,累產(chǎn)油量越高,開發(fā)效果越好。不同滲透率下,降黏劑輔助開采方案相比不注降黏劑方案的增油百分比如圖10所示。

圖9 不同油層滲透率下降黏劑輔助吞吐累產(chǎn)油情況

圖10 不同油層滲透率下降黏劑輔助吞吐增油百分比

2.2.4 水平井段長度的影響

對比不同水平井段長度下,開發(fā)結(jié)束時刻的累產(chǎn)油如圖11所示。從圖中可以看出,水平井段越長,其控制范圍越大,注入降黏劑波及范圍越大,累產(chǎn)油量越高,開發(fā)效果越好。對比不同水平井段長度下,不同水平井段長度下降黏劑輔助吞吐增油百分比如圖12所示。

圖11 不同水平井段長度下降黏劑輔助吞吐累產(chǎn)油情況

圖12 不同水平井段長度下降黏劑輔助吞吐增油百分比

2.2.5 降黏劑注入量的影響

對比不同降黏劑注入量下,開發(fā)結(jié)束時刻的累產(chǎn)油如圖13所示。從圖中可以看出,累產(chǎn)油量隨著降黏劑用量的增加呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢,對于本模型,最優(yōu)降黏劑用量在30 t/輪次左右。不同降黏劑注入量下,降黏劑輔助開采方案相比不注降黏劑方案的增油百分比如圖14所示。

圖13 不同降黏劑注入量下降黏劑輔助吞吐累產(chǎn)油情況

圖14 不同降黏劑用量下輔助吞吐增油百分比

2.2.6 降黏劑注入時機的影響

對比不同降黏劑注入時機下,開發(fā)結(jié)束時刻的累產(chǎn)油如圖15所示。從圖中可以看出,累產(chǎn)油量隨著注入時間的延后呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢,即注入時機不宜過早或過晚。不同降黏劑注入時機下,降黏劑輔助開采方案相比不注降黏劑方案的增油百分比如圖16所示。

圖15 不同降黏劑注入時機下降黏劑輔助吞吐累產(chǎn)油情況

圖16 不同降黏劑注入時機下降黏劑輔助吞吐增油百分比

3 降黏劑現(xiàn)場應(yīng)用數(shù)值模擬

某區(qū)塊稠油降黏劑注入開發(fā)效果預(yù)測,使用優(yōu)化后的降黏劑注入工作制度對開發(fā)效果進行預(yù)測,并與不注降黏劑的工作制度進行對比。兩種方案下累產(chǎn)油量曲線如圖17所示,兩種方案下累產(chǎn)油量和含水率關(guān)系曲線如圖18所示。

由圖17、18可以看出,使用優(yōu)化后的降黏劑方案,可以實現(xiàn)增油降水的效果,改善油藏開發(fā)效果。使用數(shù)值模擬軟件預(yù)測優(yōu)化后降黏劑輔助開采方案的開發(fā)效果,并與不注降黏劑方案的開發(fā)效果進行對比,結(jié)果顯示:最優(yōu)方案相比原方案可實現(xiàn)累積增油1 200 m3。

圖17 不同優(yōu)化方案下累產(chǎn)油量變化曲線

圖18 不同優(yōu)化方案下累產(chǎn)油量和含水率關(guān)系曲線

4 結(jié)論

1)水驅(qū)后剩余油主要以三種形式存在:剩余油殘存于基質(zhì)壁面上、原油殘在基質(zhì)交叉的吼道中、未被注入水波及的區(qū)域。

2)建立了降黏劑輔助開采稠油數(shù)值模擬方法,模型考慮了降黏劑的乳化、降黏、降低界面張力等物化機理,可以全面描述降黏劑在儲層中運移規(guī)律,準(zhǔn)確預(yù)測開發(fā)效果。

3)基于數(shù)值模擬方法,開展了降黏劑輔助開采試用油層參數(shù)敏感性分析,綜合來看,降黏劑輔助開采更適合于黏度相對較低、滲透率高、油層厚度大的油藏。

4)基于現(xiàn)場區(qū)塊數(shù)值模擬模型,開展了現(xiàn)場區(qū)塊降黏劑輔助開采工作制度優(yōu)化。使用數(shù)值模擬軟件預(yù)測優(yōu)化后降黏劑輔助開采方案的開發(fā)效果,并與不注降黏劑方案的開發(fā)效果進行對比,最優(yōu)方案相比原方案累積增油更多。