烟气－蒸汽辅助重力泄油模拟技术

林日亿，李魏，李兆敏，杨立强，杨建平

（1.中国石油大学储运与建筑工程学院山东青岛 266580;2.中国石油大学石油工程学院山东青岛 266580; 3.辽河油田SAGD项目开发部，辽宁盘锦 124000）

烟气－蒸汽辅助重力泄油模拟技术

林日亿1，李魏1，李兆敏2，杨立强3，杨建平3

（1.中国石油大学储运与建筑工程学院山东青岛 266580;2.中国石油大学石油工程学院山东青岛 266580; 3.辽河油田SAGD项目开发部，辽宁盘锦 124000）

采用加拿大CMG软件公司的CMG-STARS模拟器，对烟气－蒸汽辅助重力泄油技术中烟气在蒸汽腔中的运移规律进行数值模拟。研究烟气注入后蒸汽腔的扩展速度及形态变化规律，分析含油饱和度、黏度、压力、温度的变化规律。在优化的注入参数下，对烟气－蒸汽辅助重力泄油和常规蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术的开发效果进行对比。研究结果表明:优化的蒸汽注入温度为280℃、注入速度为150 m3/d、烟气与蒸汽比为1.0。在优化的注入参数下，烟气－蒸汽辅助重力泄油比SAGD的累积采油量提高2.0 kt，采收率提高7%，油气比增加0.7%。烟气－蒸汽辅助重力泄油技术的开发效果更好。

烟气;蒸汽辅助重力泄油;数值模拟;蒸汽腔

辽河油田蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采稠油中后期，出现了蒸汽用量大、油汽比高、热能利用率低、生产后期含水量上升等问题，为解决这些问题，提出了烟气－蒸汽辅助重力泄油开采技术，该项技术是SAGD中后期一项有效的提高稠油油藏采收率的接替技术［1-2］。笔者通过油藏数值模拟对烟气－蒸汽辅助重力泄油技术中烟气在蒸汽腔中的运移规律进行研究，采用加拿大CMG软件公司的CMGSTARS热采化学驱模拟器，分析烟气注入后蒸汽腔的扩展速度及形态变化规律。

1 油藏数值模型建立

在建立油藏数模模型时应根据油藏类型及油藏资料等确定合适的建模方法，尽可能真实地反映油藏的实际情况。

1.1 地质模型

辽河油田双水平井SAGD试验区位于辽河油田曙一区杜84块北部，含油面积为1.9 km2，总储量为2 626×104t［3-4］。由于实际的地质模型影响因素较多，往往会对开发规律产生影响，因此本次数值模拟是在辽河油田SAGD试验区的基础上，建立能够反映该区整体地质特征的均质概念模型［5］。

1.2 网络化模型

在划分网格时采用了均质网格系统，建立了99 ×1×47的网格，共4 653个网格，i、j、k方向网格分别为1、100、1 m，理论上网格数目可以满足此次数值模拟要求。注采水平井长度为100 m，生产井距离油层底部1.5 m，注汽井与生产井垂向距离10 m。三维构造模型见图1，i、k方向细分网格见图2。

1.3 模型参数

所建立的概念模型的油藏岩石及流体物性参数均取自先导试验区基础参数。地层原油黏温曲线见图3，其中纵坐标为黏度的参数。数值模型地质及热物性参数如下:油藏顶深、原始油藏温度、原油密度、原始油藏黏度、原始油藏压力、孔隙度、原始含油饱和度、水平渗透率、岩石压缩系数和岩石体积热容量分别为550 m、48℃、1007 kg/m3、111.2379 Pa· s、7.8 MPa、26.7%、65%、1.468μm2、1.8×10－5kPa－1和1.5 MJ/（m3·℃）。

图3 地层原油黏温曲线Fig.3 Viscosity-tem perature curve of formation crude

2 烟气－蒸汽辅助重力泄油蒸汽腔扩展特征

由于油田现场生产过程中产生的烟气成分极其复杂，包括氮气、二氧化碳、水蒸气、含硫物、含硝物、灰尘、杂质等，各种组分的含量在不同烟气中差别较大。在此对烟气成分进行了简化，将其考虑为氮气和二氧化碳的混合物，其中氮气比例为85%，二氧化碳比例为15%。

对井进行预热120 d，然后开始进入SAGD阶段。烟气的注入方式是和蒸汽的混合注入方式（注液速度为150 m3/d、气液比为1∶1）。此次数值模拟从2011年1月1日开始，共模拟生产了2000 d。

2.1 油藏含油饱和度的变化

图4为模拟生产1 a和3 a后油藏含油饱和度的变化。

图4 生产1 a和3 a后的含油饱和度分布Fig.4 Oil saturation p rofile after 1a and 3a of production

由图4可以看出，在刚转入SAGD阶段时，注汽井周围出现低含油饱和度区域。随着烟气的注入，低含油饱和度区域明显扩大，注汽井周围的含油饱和度由初始的0.65降低至0.26。

2.2 油藏黏度的变化

图5为模拟生产1 a和3 a后油藏黏度的变化。由图5可以看出，在刚转入SAGD阶段时，注汽井周围的油藏黏度开始降低。随着烟气的注入和生产的进行，油藏黏度降低的区域逐渐变宽、变大。注汽井周围的油藏黏度由初始的111.2379 Pa·s降低至4.7 mPa·s。

图5 生产1 a和3 a后的油藏黏度变化Fig.5 Reservoir viscosity profile after 1a and 3a of production

2.3 油藏压力场的扩展特性

图6为模拟生产1 a和3 a后油藏压力场分布。由图6可以看出，在刚转入SAGD阶段时，注汽井周围出现低压力区。随着烟气的注入和生产的进行，油藏低压区域逐渐变宽变大。注汽井周围的油藏压力由初始的7.8 MPa降低至6.035 MPa。

图6 生产1 a和3 a后的油藏压力场分布Fig.6 Reservoir pressure p rofile after 1a and 3a of production

2.4 油藏温度场的扩展特性

图7为模拟生产1 a和3 a后油藏温度场分布。由图7可以看出，在刚转入SAGD阶段时，注汽井周围的温度逐渐升高。随着烟气的注入和生产的进行，油藏温度升高的区域逐渐变宽、变大，形成一个碗状的腔体。注汽井周围的油藏温度由初始的48℃升高至275.8℃。

图7 生产1 a和3 a后的油藏温度场分布Fig.7 Reservoir temperature profile after 1a and 3a of production

2.5 烟气在油藏中的分布

图8、9为伴随蒸汽注入烟气1 a和3 a后烟气（N2+CO2）在蒸汽腔中的分布变化。可以看出，随着生产的进行，烟气覆盖在整个蒸汽腔的中上部，且浓度逐渐增加。

随着烟气与蒸汽的同时注入，蒸汽腔不断扩展，蒸汽腔顶部的原油温度逐渐升高，被加热的原油沿着蒸汽腔边界流入生产井中，同时烟气逐渐上升并聚集在油层顶部。烟气中的氮气和二氧化碳聚集在油层顶部提供一个热、压力的隔绝层，能有效地阻止蒸汽与蒸汽腔顶部油藏岩石间的热交换，从而降低蒸汽腔向油层顶部的扩展速度，而由蒸汽携带的大部分热量主要作用于蒸汽腔两侧的油藏岩石。

3 烟气－蒸汽辅助重力泄油注入参数优化

通过数值模拟，可以确定烟气－蒸汽辅助重力泄油技术的可行性，在此基础上，对蒸汽注入温度、注入速度、烟气与蒸汽比例等注入参数进行优化［6-7］。

3.1 蒸汽注入温度

蒸汽注入温度是烟气－蒸汽辅助重力泄油技术开发过程中的重要参数，直接影响到蒸汽腔的形成。在均质概念模型基础上，模拟计算了注入速度为150 m3/d、蒸汽与烟气比例为1∶1、不同蒸汽注入温度的开发效果。结果见表1。

表1 不同蒸汽注入温度下的开发效果对比Tab le 1 Development effects at different injecting tem peratures of stream

模拟结果表明，蒸汽注入温度由250到350℃，采收率和油气比虽然相对变化不大，但在280℃时达到一个峰值;累积采油量同样在280℃时达到最大值。这是由于注汽温度越高，原油的降黏效果越明显，采油速度越高，但是对采收率以及油汽比影响不是很明显。综合考虑，蒸汽注入温度为280℃较为合理。

3.2 蒸汽注入速度

对于特定的油藏，存在一个最优的蒸汽注入速度:如果注入速度过低，注入蒸汽的波及范围不够，开发效果不理想，原油采收率低;若注入速度过高，则会导致井口注入压力增加过快，无法顺利注入烟气。保持蒸汽注入温度为280℃，蒸汽与烟气比例为1∶1，模拟计算不同蒸汽注入速度时烟气－蒸汽辅助重力泄油技术的开发效果。模拟结果见表2。

表2 不同蒸汽注入速度下的开发效果对比Table 2 Development effects at different injecting rates of stream

由表2可以看出:蒸汽注入速度由100到150 m3/d，采收率提高明显;注入速度继续增加，采收率波动不大，相反油气比则随注入速度的增加急剧下降。这是由于高注汽速度可以保证蒸汽干度，维持蒸汽腔的形态。但是注汽速度太高，重力驱的原油很难补偿产量，蒸汽过早进入生产井，容易导致停井或完井伤害，因此采出程度不高。综合考虑采收率、累积油汽比和累积采油量，蒸汽注入速度为150～200 m3/d较为合理。

3.3 烟气与蒸汽比

烟气与蒸汽比是烟气－蒸汽辅助重力泄油开发过程的另一个重要参数，主要影响蒸汽腔的形成、扩展速度，从而影响泄油范围。保持蒸汽注入温度为280℃，蒸汽注入速度为150 m3/d，在不同烟气与蒸汽比时烟气－蒸汽辅助重力泄油技术的开发效果见表3。

表3 不同烟气/蒸汽下的开发效果对比Table 3 Development effects at different flue gas-steam ratio

模拟结果表明:烟气与蒸汽比由0.4到1.0，采收率逐渐升高，当烟气与蒸汽比超过1.0后，采收率有所下降;油气比和累积采油量则随烟气与蒸汽比的增加而增加。这是由于烟气中的CO2可以起到降黏的效果，N2可以维持蒸汽腔形态，减少地层能量的热损失。综合考虑采收率、累积油汽比和累积采油量等因素，烟气与蒸汽比为1.0较为合理。

4 应用效果

在确定的优化注入参数下，即蒸汽注入温度为280℃，蒸汽注入速度为150 m3/d，烟气与蒸汽比为1.0，烟气－蒸汽辅助重力泄油和SAGD的开发效果对比见表4。

表4 烟气－蒸汽辅助重力泄油与SAGD的开发效果对比Table 4 Com parison of developing effect between flue gas assisted SAGD and conventional SAGD

从表4可以看出，烟气－蒸汽辅助重力泄油技术比SAGD的累积采油量提高近2.0 kt;采收率提高近7%;而油气比相对变化较小，只增加0.007。可见烟气－蒸汽辅助重力泄油技术的开发效果比SAGD更好一些。

辽河油田热采过程中注汽锅炉排放出大量的烟道气，烟气－蒸汽辅助重力泄油采油技术不仅能减少烟道气的排放量，还被认为是SAGD的一项改进技术，对于改善SAGD的效果、提高辽河油田稠油油藏采收率意义重大。

5 结论

（1）随着烟气与蒸汽的同时注入，蒸汽腔不断扩展，同时烟气逐渐上升并聚集在油层顶部，提供一个热、压力的隔绝层，能有效地阻止蒸汽与蒸汽腔顶部油藏岩石间的热交换。

（2）在蒸汽注入温度为280℃、注入速度为150 m3/d、烟气与蒸汽比为1.0的优化注入参数下，烟气－蒸汽辅助重力泄油比SAGD的累积采油量提高2.0 kt，采收率提高7%，油气比增加0.7%。

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Numerical simulation technology of flue gas-steam assisted gravity drainage

LIN Ri-yi1，LIWei1，LIZhao-min2，YANG Li-qiang3，YANG Jian-ping3
（1.College of Pipeline and Civil Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266580，China; 2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266580，China; 3.SAGD Project Development Department in Liaohe Oilfield，Panjin 124000，China）

By using the CMG-STARS simulator，themigration laws of flue gas in the steam chamber at flue gas-steam assisted gravity drainage technologywere researched.The speed of the steam chamber expanding and the variation of the shape of the steam chamber were studied after flue gas injected.The change rules ofoil saturation，viscosity，pressureand temperaturewere analyzed.The injection parameters of flue gas were optimized by reservoir numerical simulation.With the optimized injection parameters，the development effects of flue gas-steam assisted gravity drainage technology and conventional SAGD were compared.The results show that the optimized steam injection temperature is 280℃，the injection rate is150m3/d，and the flue gas and steam ratio is1.0.With the optimized injection parameters，the cumulative oil production increases by2.0 kt，and oil recovery efficiency increases by 7%using the flue gas-steam assisted gravity drainage technology compared with conventional SAGD.The development effect of flue gas-steam assisted gravity drainage technology is better.

flue gas;steam assisted gravity drainage;numerical simulation;steam chamber

TE 345

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.05.025

1673-5005（2012）05-0136-05

2012-03－02

国家“863”项目（SQ2009AA06Z2488110）;中央高校基本科研业务费专项资金资助项目（10CX04014A）;山东省自然科学基金项目（ZR2010EL021）

林日亿（1973－），男（汉族），湖南桂阳人，副教授，博士，从事热力采油和热能利用的教学与科研工作。

（编辑 沈玉英）