张 雷

(中海油(中国)有限公司，天津 300452)



弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐数值模拟研究

张 雷

(中海油(中国)有限公司，天津 300452)

针对常规模型难以描述弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐的问题，基于聚合物和凝胶非等温实验，综合考虑温度对聚合物凝胶吸附、黏度、水相渗透率等因素的影响以及顶底盖层热损失，开展了南堡35-2油田弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐数值模拟研究。通过正交设计方法，以综合评价指标最大为目标，优化设计B6井组先导试验方案。油井实施后，周期生产时间延长17.2%，周期产油量增加24.4%，预测采收率提高7.3%。该开发方式对于合理开发海上稠油储量具有重要意义。

多元热流体吞吐；弱凝胶；数值模拟；非等温实验；海上油田；南堡35-2油田

引 言

渤海南堡35-2油田稠油热采先导试验区[1-3]进入多轮蒸汽吞吐开发阶段后，逐渐暴露出地层压力下降快、油井产量递减大(自然递减率为45%)、经济效益差等问题。受场地及工艺限制，分层配注[4-7]、优化吞吐组合[8]、热泡沫[9-13]、辅助驱油剂[14-16]等常规手段已难以满足海上热采开发需求。针对该问题，2012年首次提出了弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐技术。该方法利用多元热流体吞吐[17-21]加热地层改善原油地下流动能力，结合弱凝胶驱[22]提高储量动用程度，其优势在于既可以防止注入水快速突破到井底，又可以依靠注采压差推动弱凝胶“蠕动”驱替原油。通过对非等温聚合物凝胶溶液参数进行研究，建立弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐数值模型，开展先导试验井组方案优化。

1 室内室验

弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐是一种综合考虑热与化学效应的复合驱油技术，增产机理复杂，常规热采及聚合物驱模型难以描述[23-24]。为了表征吞吐过程中弱凝胶体系溶液参数的变化，开展了温度对溶液黏度及吸附量的室内实验研究，进而对弱凝胶辅助多元热流体吞吐过程中物理化学现象进行数学描述。

1.1 聚合物凝胶体系黏度测定实验

实验分别对3种聚合物、5种凝胶溶液体系(表1)进行测定，初始黏度与温度关系曲线见图1、2。实验结果表明：3种聚合物体系和4种凝胶体系初始黏度均随温度升高而减小；而凝胶体系(聚合物III+凝胶II)的初始黏度随温度升高呈现先减小后增大的趋势。

表1 5种凝胶体系实验设计参数

1.2 聚合物凝胶体系吸附量实验

开展了3种聚合物、5种凝胶溶液体系温度与吸附量实验。实验结果表明：随着温度的升高溶液吸附量下降，随着浓度的增加，溶液吸附量增加。聚合物I吸附量测试数据见表2。

图1 聚合物溶液黏度变化

图2 凝胶溶液黏度变化

地层温度/℃铬离子浓度/(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为聚合物与三价铬离子浓度之比。

2 物理化学现象数学模型表征

2.1 聚合物凝胶体系黏度

凝胶体系黏度与聚合物浓度、溶液电介质浓度及温度的关系式为：

(1)

也可表示为：

(2)

(3)

2.2 聚合物凝胶体系吸附量

聚合物凝胶体系吸附量公式表示为：

(4)

2.3 聚合物凝胶体系水相渗透率表征

聚合物凝胶体系水相渗透率公式表示为：

(5)

2.4 顶底层热传导方程

顶底层热传导方程可表示为：

(6)

式中：λ为顶底层导热系数，kJ/(h·m·℃)；(ρc)L为顶底层热容量，kJ/(m3·℃)。

3 数值模拟研究及矿场实施效果

3.1 井组概况及数值模型

优选注采连通关系较好的B6井组作为先导试验井组。B6井组：油藏埋深为1 300 m，油层有效厚度为6～10 m，孔隙度为35.0%，平均渗透率为4 564.0×10-3μm2，50℃条件下脱气原油黏度为2 300 mPa·s，地面原油密度为0.972 g/cm3。该井组于2012年8月利用B31h井蒸汽吞吐投产，初期日产油为70～80 m3/d，但周期生产时间短，仅为186 d，累计产油量低，为0.85 t，进一步开展注蒸汽吞吐经济效益差。

采用加拿大CMG软件公司的热采油藏数值模拟软件STARS来模拟研究弱凝胶辅助多元热流体吞吐。模型采用角点坐标系，网格划分为162×75×20；均质网格，X、Y、Z方向网格步长分别为10、10、1 m[25-29]。

3.2 试验区方案设计及优化

综合考虑热流体注入速度、闷井时间、周期注热流体量、注热流体温度、热流体吞吐周期时间、注聚浓度、段塞注入孔隙体积倍数、注聚时间间隔及采注比等9个因素，利用正交设计原理对试验区方案进行优化研究，各因素及水平取值见表3。

定义综合评价指标φ，考虑累计油气比、产出投入比和采收率增幅等3个指标。φ值越高表征试验方案经济效益越高，同时亦具有较高采出程度。表达式为：

φ=αRog+βRct+γRcc (7)

式中：φ为综合评价指标；Rog为油气比评价指标，m3/m3；Rct为产出投入比评价指标；Rcc为采收率增幅，%；α、β、γ分别为累计增油量、产出投入比和采收率增幅的权重系数，通常均为1/3。

通过开展正交数值实验，利用数值模拟器对各方案进行优化。模拟结果表明：热流体注入速度、闷井时间、周期注热流体量、注热流体温度、热流体吞吐周期时间、注聚浓度、段塞注入孔隙体积倍数、注聚时间间隔及采注比的最优水平分别为：150 t/d、3 d、3 500 t、275℃、18个月、3 000 mg/L、0.04、6个月及1.1。

3.3 实施效果

先导试验井组实施前后油井生产情况对比见表4、图3。由表4可知，与多元热流体吞吐相比，弱凝胶辅助多元热流体吞吐自喷阶段油井自喷期延长51 d，累计产液量增加0.34×104m3；吞吐周期内，生产时间延长17.2%，周期产油量增加24.4%。由图3可知，油井周期内递减明显减缓，从45%下降到21%，且生产4个月后日产油逐渐上升，表明仍有一定稳产潜力。依据油井实际生产动态，该井组预测采收率为25.5%，采收率提高了7.3%。

表4 试验井组不同开发方式周期开发指标对比

图3 不同开发方式周期生产曲线对比

4 结 论

(1) 通过室内实验确定了非等温条件下凝胶溶液体系参数及函数表征，综合考虑顶底盖层热传导及温度对聚合物凝胶体系扩散、吸附的影响以及不可及孔隙体积等因素，建立了弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐数值模拟模型。

(2) 以南堡35-2油田B6井组为例，开展弱凝胶辅助多元热流体吞吐方案优化研究。综合考虑油气比、产出投入比和采收率增幅，确定了B6井组弱凝胶驱辅助多元热流体吞吐先导试验方案最优参数。先导试验方案实施后，油井吞吐周期生产时间提高了17.2%，周期产油量增加了24.4%。

(3) B6井组实施效果表明，弱凝胶辅助多元热流体吞吐能够满足海上油田开发需求，该开发方式为海上稠油储量有效动用提供了必要技术保障。

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编辑 朱雅楠

20141208；改回日期：20150128

国家科技重大专项 “海上油田丛式井网整体加密油藏工程技术示范”(2008ZX05057-003)

张雷( 1982-)，男，工程师， 2004年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，2007年毕业于该校油气田开发工程专业，获硕士学位，现主要从事海上油气田开发油藏工程和数值模拟等方面的科研生产工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.029

TE311

A

1006-6535(2015)02-0115-04