特超稠油HDCS吞吐影响因素分析及潜力评价方法

赵淑霞，何应付，王铭珠，廖海婴（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 10008；2.中国石化海相油气藏勘探开发重点实验室，北京 10008；.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249）



特超稠油HDCS吞吐影响因素分析及潜力评价方法

赵淑霞1，2，何应付1，2，王铭珠3，廖海婴1，2
（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化海相油气藏勘探开发重点实验室，北京 100083；3.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249）

HDCS吞吐（CO2和降黏剂辅助水平井蒸汽吞吐）技术是开采超/特超稠油的有效手段，其影响因素和潜力评价一直是研究的热点。文中针对胜利油田特超稠油开采实施情况，建立典型模型，采用正交试验设计方法，分析了HDCS油汽比和采出程度的影响因素；在此基础上，利用响应面方法建立了HDCS油汽比和采出程度计算的代理模型，提出了HDCS潜力评价的新方法，并将该方法运用于胜利油田某区块的HDCS模拟计算中。计算结果与实际相比，平均误差小于9.5%，说明该方法可用于超/特超稠油HDCS潜力评价。

特超稠油；蒸汽吞吐；数值模拟；代理模型；潜力评价

0　引言

目前，在全球近2万亿桶剩余石油资源中，70%以上是重油资源。注蒸汽吞吐是开采此类资源的主要方式之一。对于特超稠油油藏，采用常规蒸汽吞吐技术，会出现热损失大、注蒸汽压力高、蒸汽波及体积小等问题，从而导致开采效果差、经济效益低［1-4］。HDCS，即CO2和降黏剂辅助水平井蒸汽吞吐技术，是一种提高超稠油油藏开发效果的新方法，胜利油田多个井区运用该技术实现了特超稠油油藏的有效动用。

针对CO2、水平井和降黏剂等单独辅助稠油油藏的开发技术已有很多研究［5-7］，部分学者对HDCS强化采油的机理也进行了分析［8-9］，但是针对HDCS吞吐的影响因素进行的综合性分析和潜力评价研究较少。本文以胜利油田郑411井区为研究对象，利用正交试验设计方法确定HDCS吞吐影响因素排序和最优参数组合，并给出潜力评价的代理模型。

1　正交试验

1.1试验设计

胜利油田郑411区块砂体埋深1 300～1 350 m，有效厚度6～8 m，孔隙度34%～36%，渗透率3 000～4 000 μm2，原油黏度4×104～12×104mPa·s，井距100 m。根据试验区的实际情况，结合国内外稠油蒸汽吞吐研究成果，选择水平井长度（A）、油层厚度（B）、油层渗透率（C）、注入蒸汽干度（D）、注入速度（E）、焖井时间（M）、周期注汽量（G）、CO2周期用量（H）和降黏剂周期用量（I）共9个参数进行研究。按照9因素4水平，共设计32组试验，试验影响因素及水平见表1。

表1　试验影响因素及水平

1.2结果分析

正交试验结果表明，各参数对HDCS吞吐油汽比和采出程度的影响规律不同。

油汽比随着CO2周期用量、降黏剂周期用量、注入蒸汽干度、水平井长度、油层厚度等增加而增大，随着蒸汽周期注入量增大而降低；随焖井时间、油层渗透率变化的情况较为复杂，并不是单调变化的，而是存在最佳值。

采出程度随蒸汽的周期注入量、CO2周期用量、降黏剂周期注入量、注入蒸汽干度和油层渗透率的增加而增大，随水平井长度、油层厚度的增大而降低；采出程度随焖井时间延长而先增加后降低，即存在最佳的焖井时间。

各影响因素对油汽比和采出程度的影响结果见图1。由图可看出，尽管各因素对两者影响程度的排序不同，但是也有相似之处。注入速度、焖井时间和降黏剂周期用量对两者的影响均较小，CO2周期用量、注入蒸汽干度对两者的影响均较大，油层渗透率、水平井长度和油层厚度对两者的影响均处于中间水平，只有周期注汽量对两者的影响程度不同，这是由于油汽比是由增油量与蒸汽注入量的比值而决定的。

图1　HDCS吞吐效果极差分析

2　HDCS吞吐潜力评价代理模型

代理模型就是对一些离散数据进行拟合的数学模型，其经典方法有多项式拟合、级数拟合、样条函数拟合等。除此之外，还有一些现代方法，如响应面模型、Kriging模型、径向基函数模型、神经网络算法、遗传算法等。本文采用多项式响应面［8］模型，该方法具有良好的连续性和可导性，能较好地去除数字噪声的影响，极易实现寻优，已广泛应用于材料成型、航空航天、机械设计、模拟集成电路设计等领域［10］。

2.1试验设计

根据影响因素分析结果，考虑9因素3水平试验方案（见表2）。采用响应面软件Design-Expert 8.0的BBD方法设计130组试验，利用CMG建立典型模型，模拟了每组参数水平下的采出程度和累积油汽比，各方案终止指标为周期油汽比达到0.2 t/t。

2.2实验结果分析

表3和表4分别为Design-Expert 8.0给出的各拟合模型油汽比与影响参数之间关系的方差分析比较和相关系数R2的结果。从表3中可以看出，线性模型的F值（F检验的统计量）最大，拟合效果最好，其次为二次多项式模型。从表4可以看出，三次多项式模型的标准偏差和R2预测值最小，但其预测残差平方和最大，所以不予选择。综合表3和表4，二次多项式模型的F值较高，预测残差平方和最低，拟合精度较高，所以选择二次多项式模型作为HDCS吞吐潜力评价的响应面模型。HDCS吞吐采出程度的拟合过程相似，其方差分析结果同样为二次多项式模型最好。

表2　试验影响因素及水平

表3　不同模型HDCS吞吐油汽比方差分析比较

表4　不同模型HDCS吞吐采出程度R2综合分析

表5　稠油油藏HDCS吞吐潜力预测结果

根据选用的二次多项式模型回归出油汽比（OGR）和采出程度（Ro）的响应面模型为：

根据式（1）、式（2），在已知超/特超稠油油藏性质及蒸汽吞吐基本工作制度条件下，就可快速对HDCS吞吐的潜力进行初步预测。表5为郑411油区HDCS吞吐预测结果，并与实际效果进行了对比。从表5中可以看出，潜力评价公式的预测结果误差较小，平均小于9.5%，此方法简单、快速，能够用于现场HDCS吞吐的初步评价。

3　结论

1）利用正交试验，分析了影响稠油HDCS吞吐油汽比和采出程度的主要因素。注入速度、焖井时间和降黏剂周期用量对两者的影响均较小，CO2周期用量、注入蒸汽干度对两者的影响均较大，蒸汽的周期用量对两者的影响规律不同。

2）利用CMG建立典型模型，模拟了不同影响因素水平下的稠油HDCS吞吐效果，在此基础上利用响应面软件设计试验，回归了稠油HDCS吞吐油汽比和采出程度的预测公式。该方法简单、快捷，与矿场实际相比，误差较小。

［1］ 刘文章.超稠油油藏热采开发模式综述［J］.特种油气藏，1998，5 （3）：1-7.

［2］高永荣，刘尚奇.超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究［J］.石油勘探与开发，2003，30（2）：73-75.

［3］刘文章.热采稠油油藏开发模式［M］.北京：石油工业出版社，1998：50-78.

［4］李兆敏，李敬，鹿腾.超稠油油藏HDCS吞吐转驱井网优化［J］.大庆石油地质与开发，2012，31（2）：137-140.

［5］王洋，蒋平，张建强，等.气体辅助蒸汽吞吐研究进展［J］.精细石油化工进展，2012，13（6）：6-10.

［6］李续儒.蒸汽吞吐水平井注汽强度优化设计与应用［J］.科学技术与工程，2012，12（31）：8394-8396.

［7］赵修太，白英睿，韩树柏，等.热-化学技术提高稠油采收率研究进展［J］.特种油气藏，2012，19（3）：8-13.

［8］刘伟，李兆敏，孙晓娜，等.HDCS技术中各因素对超稠油性质的影响［J］.特种油气藏，2013，20（4）：127-130.

［9］郭龙.特超稠油油藏复合驱替机理研究［D］.东营：中国石油大学（华东），2008.

［10］祝金利，李俊健，周元龙，等.基于代理模型的复杂结构井热采财产能评价方法［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2013，35（3）：124-130.

（编辑孙薇）

Influence factor and potential evaluation of HDCS huff and puff for super-heavy oil

Zhao Shuxia1，2，He Yingfu1，2，Wang Mingzhu3，Liao Haiying1，2
（1.Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China；2.Key Laboratory of Exploration and Production for Marine Reservoirs，SINOPEC，Beijing 100083，China；3.Enhanced Oil Recovery Research Center，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

HDCS technology（horizontal well dissolver carbon dioxide steam huff and puff）is an important way for developing super heavy oil reservoirs；its influence factor and potential evaluation have been warmly discussed.In view of HDCS in Shengli Oilfield，the influence factor of oil-steam ratio and recovery percent were evaluated and analyzed by establishing typical model and using orthogonal design.On this basis，we established a surrogate model of HDCS by using response surface method，and presented a new method of potential evaluation.This method was applied to wells in Shengli Oilfield.The actual oil-steam ratio is quite close to the calculated result，and the relative error is less than 9.5%.

super-heavy oil；steam huff and puff；numerical simulation；surrogate model；potential evaluation

中石化重大科技攻关项目“水平井蒸汽驱物理模拟与数值模拟”（P12016）

TE345

A

10.6056/dkyqt201601015

2015-08-12；改回日期：2015-11-12。

赵淑霞，女，1967年生，高级工程师，1991年毕业于石油大学（华东）采油工程专业，主要从事提高采收率方面的研究。E-mail：zhaosx.syky@sinopec.com。

引用格式：赵淑霞，何应付，王铭珠，等.特超稠油HDCS吞吐影响因素分析及潜力评价方法［J］.断块油气田，2016，23（1）：69-72.

Zhao Shuxia，He Yingfu，Wang Mingzhu，et al.Influence factor and potential evaluation of HDCS huff and puff for super heavy oil［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：69-72.