浅薄层特稠油油藏HDNS开采数值模拟研究

谷建伟，冯保华

(1.中国石油大学，北京 102249;2.中国石油大学，山东 青岛 266580)

引 言

水平井、N2和降黏剂等单独辅助稠油油藏的开发技术前人已经研究了很多。杜殿发等[5]对特稠油油藏注N2开采的可行性进行了模拟研究，于会永等[6]对超稠油油藏进行了注N2数值模拟研究，李兆敏等[7]利用室内实验和数值模拟的方法研究了水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理和驱油效率等。HDNS技术研究目前多是现场试验[8]，但是对HDNS技术数值模拟的研究涉及较少。本文通过数值模拟对HDNS技术的作用机理及N2、降黏剂的注入参数对开发效果的影响进行了分析，从而为该项技术在浅薄超稠油油藏中的应用提供理论支持。

1 数值模型

1.1 HDNS机理表征方式研究

HDNS技术的实际作用机理很多也很复杂，数值模拟不可能将所有机理都体现在模型中。据前人实验[9－10]显示，N2对原油的降黏作用不明显。故本文数模研究主要考虑的机理有水平井吞吐热力降黏、降黏剂降黏和降低界面张力、N2保温、增加地层能量、防止蒸汽超覆及助排机理。为较真实地反映HDNS强化热采的驱油机理，在数值模拟过程中考虑水、稠油、轻油、N2、降黏剂、表面活性剂等6种组分。

降黏剂的机理描述主要是通过化学反应关键字定义的，化学反应方程式如下:

式中:oil为稠油组分;disjnj为降黏剂组分;oilt为轻油组分;surface为表面活性剂组分。

降黏剂组分与稠油组分反应生成轻油组分和表面活性剂组分，再通过定义轻油组分的黏度(其黏度按降黏剂的降黏率计算所得)来反映降黏剂降低原油黏度的机理;另外模型中设置界面张力随表面活性剂摩尔分数的变化(表1)、不同界面吸附的组分和兰格缪尔等温吸附方程中的参数，来反映降黏剂对界面张力的影响。

表1 界面张力随表面活性剂摩尔分数变化取值

对于水平井吞吐热力降黏机理在模型中的体现，是通过将水平井轨迹及完井数据导入模型，然后定义注入蒸汽的温度、干度及原油的黏温曲线来实现的。在模型中的流体性质定义部分，设置平衡常数表来反映N2随温度、压力的变化，同时设定N2的密度、导热系数等参数，从而实现N2增加地层压力、助排、隔热保温、增加生产压差及防止蒸汽超覆的作用。

1.2 模型选取

依据以上机理，选取新疆排601北部井区，以P601－P23井为中心及周围8口井为一个井组建立数值模型，模拟面积为0.71 km2，油层有效厚度为6.5 m，原油密度为0.953 g/cm3，油藏温度为28℃，原始地层压力为4.7 MPa。角点网格划分为39×29×5。利用现场生产注入参数进行历史拟合，使所建地质模型符合现场实际，拟合结果以P601－P23井日产油为例(图1)。

甲醇、正己烷、甲酸均为色谱纯；醋酸、FeCl3·6H2O、石油醚、乙二醇、无水乙醇、乙酸钠均为分析纯；羧基化多壁碳纳米管购买于南京先丰纳米材料科技有限公司(长度约30 μm，直径＜8 nm，羧基含量：3.86%)；异黄酮类标准品黄豆苷（Daidzin，纯度≥98%）、染料木苷（Genistin，纯度≥97%）、黄豆苷元（Daidzein，纯度≥95%）、染料木素（Genistein，纯度≥97%）均购买于sigma。

图1 地质模型P601－P23日产油拟合

利用拟合后的地质模型进行数模研究，数值模拟中蒸汽的注入量为800 m3，注入速度为200 m3/d，注入温度为320℃，注入干度为0.75，闷井2 d。生产井定液生产，日产液为50 m3/d，至单井极限产油量为2 m3/d时模拟结束。

2 N2注入参数对HDNS开采效果影响

2.1 N2注入量

设计了4种N2注入量进行模拟计算，按照同一注入速度和注入温度注入地层，注入顺序选择先注N2后注蒸汽。模拟结果见图2。

图2 不同N2注入量下累计产油和累计油汽比变化曲线

由图2可知，注入N2后产油量明显增加，且随N2注入量的增加，累计产油量和油汽比均先增加后减少，这是由于地层中注入N2后地层能量显著增加，从而提高原油产量，但当N2量达到一定程度后，地层吸气能力有所下降，增产能力随之下降;当超过这一程度后，由于地层吸气能力有限，地层压力太大，妨碍后续蒸汽的注入和混合，使开采效果变差。

2.2 N2注入速度

按照选取的较优周期N2注入量，其他注入参数保持不变，分别设计了4种不同的注入速度进行模拟计算(图3)。

图3 不同N2注入速度下累计产油和累计油汽比变化曲线

由图3可知:随注氮速度的增加，累计产油量和累计油汽比均先增加后减少，这是因为油层有一定的吸气速度，当注入速度小于吸气速度时，随注入速度的增加，产量增加，而当注入速度大于油层吸气速度时，多余气体便在井底聚集产生憋压，不利于油田的开采。

2.3 N2注入方式

按照4种注入方式(N2—蒸汽、N2—蒸汽—N2—蒸汽、蒸汽—N2、蒸汽—N2—蒸汽—N2)进行模拟计算。N2和蒸汽的注入参数保持不变。结果如图4所示(与不注入N2时比较)。

图4 不同N2注入方式下累计产油和累计油汽比变化曲线

由图4可知:先注N2比先注蒸汽的开采效果要好，并且N2一次性注入比分2次注入效果好。这主要是因为先注N2再注蒸汽可以使蒸汽的波及范围增加，而且N2先注入地层后可以起到一定的保温作用，使蒸汽的热利用率增加，更有效地降低稠油黏度;分2次注入N2相当于延长了第1波注入蒸汽的闷井时间，使温度损失增加，开采效果变差;同时考虑现场施工作业的操作和费用，也是一次性注入N2的方式经济效益好。

3 降黏剂注入参数对HDNS开采效果影响

3.1 降黏剂的注入量

蒸汽的各注入参数同上，设计了5种降黏剂注入量进行模拟计算。降黏剂注入温度、注入速度保持不变，注入顺序为先注降黏剂后注蒸汽;模拟结果见图5。

图5 不同降黏剂注入量下累计产油量和累计油汽比的变化曲线

由图5可知:随着降黏剂注入量的增加，累计产油量(产出油量减去降黏剂折算成等价值原油量)先增加后降低，这是因为随着降黏剂注入量的增加，降黏剂与稠油作用的范围变大，使得井筒附近的更多原油黏度降低，岩石界面张力降低，使原油更易于流向井底，使产油量增加，但当注入量大于30 t以后，随着降黏剂量的增加，净产油量有所降低，因此考虑到经济因素降黏剂注入量存在较优值，在实例油藏条件下，考虑经济因素降黏剂的注入量最优为30 t。

3.2 降黏剂的注入速度

保持上一步优选的降黏剂周期注入量和注入温度不变，注入方式为先注降黏剂后注蒸汽，蒸汽注入参数同前所述，分别设计了5种不同的注入速度进行模拟计算，结果见图6。

图6 不同降黏剂注入速度下累产油和累计油汽比的变化曲线

由图6可知:随注入速度的增加，累计产油量和累计油汽比先增加后降低。这是由于在地层吸液速度的范围内，随着注入速度的增加，降黏剂的波及范围增加，开采效果变好。当注入速度大于地层吸液速度时，降黏剂就会聚集在井筒附近使井底压力升高，影响后续蒸汽注入，影响开采效果。

3.3 降黏剂的注入方式

保持降黏剂注入参数不变，设计4种注入方式(降黏剂—蒸汽、降黏剂—蒸汽—降黏剂—蒸汽、蒸汽—降黏剂、蒸汽—降黏剂—蒸汽—降黏剂)模拟计算，模拟结果见图7。

图7 不同降黏剂注入方式下累计增油量和累计油汽比的变化曲线

由图7可知:先注降黏剂比先注蒸汽开采效果好，且一次性将降黏剂注入比分2次注效果好。这是因为先注降黏剂将井周围的原油黏度降低，流动性变好，再注蒸汽会增加蒸汽的波及体积，而且也会将降黏剂推向更远的地方，使产量增加。若分2次注入，由于之前已经注入一部分蒸汽使原油多数已被蒸汽热力降黏，使第2部分注入的降黏剂的降黏作用体现不明显，使开发效果变差;再考虑现场施工操作，也是一次性注入降黏剂比较合适。

4 HDNS开采多因素敏感性分析

根据单因素分析，选取较优的注入参数，设计出N2与降黏剂协同作用正交设计表(表2、3)。其中N2和降黏剂的注入速度、注入温度、注入量为3水平6因素，而注入顺序由前面分析得知，降黏剂及N2都应在注蒸汽之前注入开采效果好，因此注入顺序只考虑先注N2还是先注降黏剂2种情况，为2水平1个因素，因此设计了6因素3水平与1因素2水平的混合正交表，用L18(21×36)表示;按照设计方案模拟计算。表2中，Ki(i=1，2，3)为水平i对应试验结果的平均值;yi为考察值累计产油量，104m3。由表中各列Ki值，可以得出各因素中的较优水平值及最佳注入参数组合。

表2 N2与降黏剂多因素正交设计

表3 实验结果平均值统计

下面采用方差分析法构造F统计量，作F检验，进而判断各因素作用的显著性。

由于降黏剂的注入温度对累产油影响很小，故把它归为误差项。下面利用方差分析来检验因子的显著性，取α=0.1。方差分析结果见表4。

表4 方差分析

由表3可知:降黏剂注入量和注入顺序是显著因子，其次依次为降黏剂注入速度、N2注入量、N2温度和N2注入速度，降黏剂温度为误差项，影响较小。

5 结论

(1)N2辅助水平井蒸汽吞吐时，随着N2注入量和注入速度的增加，累计产油和累计油汽比均先增加后降低;在段塞选择上先注N2再注蒸汽开采效果好，且在N2注入量一定的情况下一次性大量注入比分批次少量注入效果好。

(2)降黏剂辅助水平井蒸汽吞吐时，随降黏剂注入量和注入速度的增加，净产油量及累产油量先增加后降低;段塞选择上先注降黏剂再注蒸汽的开采效果较好，并且在优选的注入量情况下一次性大量注入的开发效果优于分批次少量注入的情况。

(3)影响HDNS开采效果的因素敏感性从强至弱依次为:降黏剂注入量、N2与降黏剂注入顺序、降黏剂注入速度、N2注入量、N2注入速度、N2温度、降黏剂温度。

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