李敬松，孙永涛，宫汝祥 杨兵，姜杰 （中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450）

吴海君 （中国石油大学 （华东），山东 青岛 266580）

渤海稠油资源分布广泛，开发风险性高，目前多为水平井开发［1］。海上稠油开发受制于平台空间、经济、环保及安全等因素［2，3］，蒸汽吞吐和蒸汽驱等［4，5］常规热力采油方式难以开展。多元热流体吞吐［6］是一种高效的稠油热采技术，其工艺配套对海上稠油油藏开发具有良好的适应性，能够有效改善开发效果。多元热流体吞吐中存在多种组分，提高采收率机理较为复杂。

笔者建立了多元热流体吞吐数学模型，利用数值模拟技术，通过与热水吞吐和蒸汽吞吐对比，分析其开采特征。

1 多元热流体吞吐数学模型

1.1 假设条件

为建立多元热流体吞吐的数学模型，做如下假设：油藏中存在油、气、水三相，油、水、CO2和N2共4种组分，不同组分在各相间的分配遵循相平衡原理；各相流体的流动均为达西渗流且流动过程中不发生化学反应；忽略除热能之外的动能及黏性力做功；渗流过程为不等温渗流，温度影响原油的黏度及油、气、水三相相对渗透率曲线。

1.2 质量守恒方程

式中：ρj为j相（油，水，气）流体的地下密度，kg/m3；xij为组分i（水，油，CO2，N2）在j相中的摩尔分数，1；K为岩石绝对渗透率，m2；Krj为j相流体的相对渗透率，1；μj为j相流体的黏度，Pa·s；pj为j相流体的压力，Pa；g为重力加速度，m/s2；D为由某一基准面算起的深度（向下为正），m；qj为单位时间内地层条件下单位岩石体积中注入或采出j相的质量（注入为正，采出为负），kg/（m3·s）；φ为地层岩石孔隙度，1；Sj为j相流体的饱和度，1；t为时间，s。

1.3 能量守恒方程

式中：λr为油层导热系数，kJ/（s·m·℃）；Hij为单位质量i组分在j相状态下的热焓，kJ/kg为单位时间内单位体积岩石与顶底层损失有关的能量，kJ/（m3·s）；qh为单位时间内单位体积输入或输出的能量（输入为 正，输出为 负），kJ/（m3·s）；ρr为油藏 岩 石 的 密 度，kg/m3；Cr为油 藏 岩 石 的 比 热 容 量，kJ/（kg·℃）；Uij为单位质量i组分在j相状态下的内能，kJ/kg；T为温度，℃。

1.4 平衡常数方程

式中：xij为组分i（o，w，CO2、N2）在j相（o，g，w）中的摩尔分数，其中油相中不存在水组分，水相中不存在油组分；Koi、Kwi分别为组分i（o，w，CO2、N2）在油相和水相中分配时的平衡常数，1；pg为毛细管压力，Pa。

1.5 黏度方程

原油黏度随温度的变化利用黏温曲线表征。多元热流体体系中CO2、N2等低黏度组分的溶解会导致油相黏度的降低，并符合黏度混合原理：

式中：μo为油相黏度，mPa·s；μoi为油相中组分i（o，CO2，N2）的黏度，mPa·s。

1.6 辅助方程

饱和度方程：

式中：So、Sw、Sg分别为油、水、气饱和度，1。

毛细管压力方程：

式中：pcow为地层岩石中油水相之间的毛细管压力，Pa；pcgo为地层岩石中油气相之间的毛细管压力，Pa；po、pw、pg分别为油、水、气相压力，Pa。

摩尔分数归一化方程：

2 多元热流体吞吐数值模拟模型建立

2.1 研究区概况

渤海油田某区块于2008年首次开展了多元热流体吞吐工艺技术试验。笔者根据该区块实际油藏地质参数，在相态拟合的基础上，建立了水平井地质模型，对热水吞吐、蒸汽吞吐和多元热流体吞吐3种开发方式进行了对比模拟研究。

2.2 多元热流体驱替试验拟合

通过相态拟合模块首先进行了流体物性拟合。为进一步确定多元热流体物性参数，采用一维填砂模型 （φ25mm×150mm）进行了300℃蒸汽驱、多元热流体驱试验；采用数值模拟软件建立单管驱替模型对上述驱替过程进行模拟，原油采收率拟合结果如表1所示。可以看出，数值模拟模型能够表征多元热流体物性特征。

表1 原油采收率拟合结果

2.3 基础模型建立

在相态拟合和驱替试验拟合基础上，建立了水平井多元热流体吞吐三维地质模型，纵向划分为11个模拟层，水平井位于第6层，水平井段长250m，其他参数见表2。

表2 模型参数

采用该模型进行了多元热流体吞吐、蒸汽吞吐和热水吞吐3种开发方式的模拟。3种方式注入热量、温度、速度和焖井时间均相同，每周期的注入热量为3.2×1012J，焖井时间5d。其中，多元热流体吞吐注入4200m3的240℃热水、1.1×104m3的CO2和3.9×104m3的N2；热水吞吐注入4900m3的240℃的热水；蒸汽吞吐注入2350m3干度为0.5的240℃的蒸汽。

2.4 生产曲线对比

多元热流体体系由热水、CO2、N2等多种组分组成，除具有常规热采和气驱的机理，各组分间的协同作用也使得增产效果更加显著［7～9］。现场试验也表明，多元热流体吞吐技术可以大幅提高单井产能，是常规开采产能的1.5～3倍［10，11］。不同开发方式日产油曲线如图1所示，可以看出，在各自周期内原油产量均具有快速上产、达到峰值后迅速下降的特点，但多元热流体吞吐日产油量峰值较热水吞吐和蒸汽吞吐高。第1个生产周期，多元热流体吞吐、蒸汽吞吐及热水吞吐的日产油量峰值分别为97.5、89.7、77.5m3/d。模拟计算5个周期后，多元热流体吞吐、蒸汽吞吐及热水吞吐的累计产油量分别为8.07×104、6.52×104、6.49×104m3。另外，多元热流体吞吐的生产周期较蒸汽吞吐和热水吞吐长，第1生产周期时间分别为386、328、343d。

图1 不同生产方式的日产油变化

3 多元热流体吞吐开采特征

3.1 温度分布

图2为不同开发方式焖井结束时温度平面分布。可以看出，多元热流体吞吐在水平井跟端和趾端温度扩展范围较大；在垂向上，以水平井为中心，温度近似呈圆形扩展。多元热流体中的热水、N2和CO2均能携带大量热量且具有较强的扩散能力。与热水吞吐相比，多元热流体吞吐在垂向上的加热范围较大，而在平面上相当；与蒸汽吞吐相比，多元热流体吞吐在平面及垂向上的加热范围较大，且温度变化较为平稳，内部温度与外缘差别较小，表明热量得到了有效利用。

图2 焖井结束时水平井周围平面上的温度分布

图3 生产30d后水平井趾端垂向上的温度分布

多元热流体中气体进入地层后形成气腔，气体的导热系数低且存在超覆，在上部形成的保护层能减少热损失，提高热量利用率。图3为生产30d后的趾端垂向温度场，可以看出，多元热流体吞吐在垂向上的高温区域明显大于热水吞吐和蒸汽吞吐，且温度也较高。

总之，多元热流体吞吐具有更大的加热范围 （尤其是垂向上），且保温效果好，降黏效果更好。

3.2 黏度分布

图4为焖井结束时水平井平面原油黏度分布。可以看出，三种开发方式下原油黏度均有一定程度的降低，但多元热流体吞吐的降低范围和程度明显好于热水吞吐和蒸汽吞吐。

多元热流体吞吐中原油黏度降低是加热降黏和气体溶解降黏的协同作用。在多元热流体体系中CO2更易溶于原油，在溶解降黏方面起主要作用，且溶解量越大，降黏效果越明显。图5为原油中CO2的浓度在平面和水平井趾端的垂向分布。结合原油黏度分布可以看出，CO2在油相中的分布与原油黏度的分布具有较好的一致性，CO2浓度越高，原油黏度越低。

图4 焖井结束时水平井周围平面上的黏度分布

图5 多元热流体吞吐油相中CO2摩尔分数分布（焖井结束时）

3.3 压力分布

图6为生产30d后水平井平面压力分布。可以看出，多元热流体吞吐在平面上的压力保持效果均好于热水吞吐和蒸汽吞吐，且过渡更为平缓。这主要是由于多元热流体中N2能够储存部分弹性能量，在一定程度上起到保压助排效果。

4 结论

1）基于稠油油藏多元热流体吞吐机理，提出了多元热流体吞吐数学模型。

2）在注入热量、温度、速度和焖井时间均相同的条件下，相对于热水吞吐和蒸汽吞吐，多元热流体的吞吐周期持续时间长、产油量高，具有更好的开发效果。

3）在加热降黏、CO2溶解降黏及气相保温保压等作用机理下，多元热流体吞吐热波及区域大，油藏保温、保压效果好，原油降黏范围及程度均优于热水吞吐和蒸汽吞吐。

图6 生产30d后水平井周围平面上的压力分布

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［编辑］ 黄鹂