稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究

王智林， 杨胜来， 马铨峥， 雷 浩， 李 滢， 孟 展， 陈 浩

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249)



稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究

王智林， 杨胜来， 马铨峥， 雷 浩， 李 滢， 孟 展， 陈 浩

(中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

在稠油油藏蒸汽吞吐过程中加入有效的助排剂，能够扩大蒸汽的波及体积和对蒸汽的窜流进行调剖，解决吞吐开发过程中的地层能量下降和汽窜问题，改善吞吐的开发效果。以J油田D11区块为研究目标，开展了蒸汽吞吐助排开发方式的优化研究。首先，对实验选用发泡剂进行静态性能评价，证明其性能及适应性良好的基础上，开展了蒸汽混注不同流体的物理模拟实验，对拟定的助排方式进行了初步筛选。其次，通过数值模拟方法的优选和经济效益的评价分析，结果表明蒸汽+发泡剂的吞吐方案的增油量最多，经济效益最好，优选其为该区块的最优蒸汽吞吐助排方式。最后，对选定助排方式的注入参数进行了优化设计，分别得到最大增油量和最大经济效益下的蒸汽吞吐助排方案。

稠油油藏； 蒸汽吞吐； 助排方式； 数值模拟

蒸汽吞吐的开采机理和技术措施决定了蒸汽吞吐开发总趋势是逐步衰减的。在多轮次蒸汽吞吐开发中后期，由于吞吐开发自身的缺陷会导致一系列生产问题。随吞吐周期的增加，周期产量、日产量及油汽比均逐渐降低[1]。针对蒸汽吞吐开发存在的问题，近几年来，热采技术的发展主要是应用各种助剂改善吞吐效果。主要有：(1)注入蒸汽中加入非凝析气，原油溶解气体后体积膨胀，补充地层能量，扩大蒸汽波及体积[2-3]；(2)注入蒸汽中加入溶剂，溶剂会随着蒸汽的移动而挥发，并随着蒸汽的前缘移动，起到抑制黏性指进的作用[4-5]；(3)注入蒸汽中加入高温泡沫(表面活性剂)，具有较高视黏度的高温泡沫可以改善油水流度比，对蒸汽的流动通道进行封堵调剖，提高蒸汽的波及系数[6-7]；(4)注入蒸汽前注入聚合物，高浓度的聚合物溶液可以在长时间作用于高渗透带，而不影响低渗透带，起到良好的封堵效果，提高波及系数[8-9]。

本文针对注入蒸汽中添加高温泡沫的助排方式，以J油田D11区块为例，进行了稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方式优化研究，探求改善D11区块蒸汽吞吐开发效果的有效措施，研究优选了最佳助排方式、注入方式和注入参数。最优助排方案的确定不仅为D11区块的高效开发提供了理论指导，也为同类油藏的开发提供了借鉴意义。

1 物理实验优选助排方式

1.1 发泡剂静态性能评价

物理实验选用J油田前期工作中优选的“S1”阴离子表面活性剂，该表面活性剂在前期的筛选研究中证明了与油田的地质及油藏流体有良好的配伍性，同时具有良好的性能。

为保证泡沫有效地发挥作用，对实验选用的发泡剂进行了室温下的静态性能评价，包括pH、表面张力、发泡性、稳定性、与地层水配伍性和油敏性的测定实验。对发泡剂进行pH和表面张力的测定实验，实验结果如图1所示。

图1 发泡剂在不同质量分数下的pH和表面张力

Fig.1 The pH value and surface tension of foaming agent under different concentration

由图1可以看出，该发泡剂溶液呈弱酸性，且pH随质量分数的增加而有所减小。表面活性剂溶液存在一个临界胶束浓度，处于该浓度下，溶液发泡性能和稳定性最佳。由图1还可以看出，该发泡剂溶液的表面张力远小于蒸馏水的表面张力72 mN/m，随着质量分数从0.2%变化到1.0%，表面张力先减小后增加，保持在33 mN/m左右，具有较低的表面张力，泡沫稳定性能较好。

泡沫的发泡性是指泡沫生成的难易程度和生成泡沫量的多少，对此进行了发泡剂发泡性和稳定性的测定实验，测定结果如图2所示。需要说明的是泡沫体积的测量使用高速搅拌的方法，使用100 mL溶液测量得到的泡沫体积，基于此方法得到了7组不同发泡剂溶液质量分数下的发泡体积。由图2可以看出，该发泡剂溶液的最大发泡体积随着发泡剂质量分数的增加而增大，当发泡剂质量分数达到0.5%时，发泡体积达到一个最大值645 mL，对应的发泡率为545%，当质量分数大于0.5%之后，发泡剂发泡体积迅速下降，当质量分数达到0.6%后，发泡体积变化较平缓，说明该发泡剂具有较好的发泡性，且在质量分数为0.5%时发泡能力最强。由图2还可以看出，该发泡剂的半衰期随着发泡剂质量分数的增加，先有较大幅度的增加，并在质量分数为0.5%时候达到最大值875 min左右，之后略微下降，变化幅度不大，证明该发泡剂具有较好的稳定性，且在质量分数为0.5%时稳定性最强。因为本文的物理模拟发泡过程中没有使用稳泡剂，因此半衰期875 min就是表面活性剂发泡后的半衰期时间。

图2 发泡剂在不同质量分数下的发泡体积和半衰期

Fig.2 The foaming volume and half-life of foaming agent under different concentration

对发泡剂进行地层水的配伍性实验，水样按照该区块地层水的水样分析数据配置，将发泡剂溶于配置好的地层水中。观察到从配制第1 d到第6 d都没有明显的浑浊和沉淀现象，证明该发泡剂与该区块的地层水配伍性良好。此外，对发泡剂进行油敏性实验，油样取自该区块的原油，实验表明该发泡剂的发泡能力和泡沫稳定性受到原油不同程度的影响，发泡体积略微下降，半衰期有所降低，证明该发泡剂具有一定的抗水敏能力。

综合实验结果表明，实验选用的发泡剂具有良好的静态性能及对该区块的适应性，可以作为助排剂用于该区块的助排开发方式优化研究。

1.2 蒸汽混注不同流体驱替效果对比

为探寻有效的蒸汽吞吐助排方式，在确定了实验用发泡剂的基础上，设计了9种单管注蒸汽混注不同流体的驱油实验，研究不同流体与蒸汽混合驱替效果。实验用油为J油田提供的原油，使用前经过油水分离。实验装置为一维填砂管模型，填砂管长30 cm，内径2.5 cm，内填石英砂，由80～120目和60～100目的石英砂按2∶1的比例混合。实验填装填砂管参数如表1所示。各实验方案中的注入方式均为同时混注，例如蒸汽+氮气+泡沫的方法为造泡后的氮气及泡沫的混合物与蒸汽的同时注入。

表1 不同注蒸汽混注流体实验方案

实验测得单管注蒸汽混注不同流体的驱油效率和注入孔隙体积倍数的关系如图3所示。

图3 蒸汽混注不同流体的驱油效率与注入 孔隙体积倍数的关系曲线

Fig.3 The relationship between displacement efficiency of different injection experiments and injection pore volume multiple

注入蒸汽中加入气体或发泡剂后，驱油效果明显好于单纯蒸汽的驱替效果。蒸汽混注气体和泡沫既能增大蒸汽的波及体积，又能起到调剖封窜的作用，其助排作用使蒸汽的利用率有了极大的提高[10]。从图3中可以看出，单管不同流体驱替的驱油效率从高到低的顺序依次为：蒸汽+混合气+发泡剂、蒸汽+自生气(尿素)+发泡剂、蒸汽+氮气+泡沫(管外发泡)、蒸汽+氮气+发泡剂(管内发泡)、蒸汽+自生气(尿素)、蒸汽+发泡剂、蒸汽+混合气、蒸汽+氮气、蒸汽。根据对D11区块的地质特点、开发状况及油层物性的分析，初步确定适合D11区块的蒸汽吞吐助排开发方式有蒸汽+发泡剂吞吐、蒸汽+自生气(尿素)+发泡剂吞吐和蒸汽+氮气+泡沫吞吐。

2 数值模拟优选助排方式

为了对初步确定的3种蒸汽吞吐助排开发方式进一步优选，运用数值模拟方法对3种助排方式的开发效果进行了对比分析，优选出适合D11区块的最佳蒸汽吞吐助排开发方式。

2.1 模型建立及历史拟合

通过对D11区块的各项油藏地质及流体参数进行整理分析，确定了建立单井地质模型所需的基本数据，对该区块的DFP111井建立了地质模型(见图4)，根据油田提供的生产资料，对模型的累计产油量、累计产水量和累计产液量的生产历史进行了高精度的拟合。

2.2 不同助排方式开发效果对比分析

针对不同的助排方式进行开发方案的编制，并运用数值模拟方法对不同方案的开发效果进行预测计算，对比分析不同助排开发方式下的累计产油量及经济效益。

图4 D11区块DFP111地质模型

Fig.4 The geological model of DFP111 well in D11 block

将历史拟合部分作为吞吐第一周期，注汽强度为142 m3/d，井底蒸汽温度为250 ℃，干度为0.54，注汽天数为8 d，焖井天数为7 d，第二轮次分别采用蒸汽、蒸汽+发泡剂、蒸汽+自生气(尿素)+发泡剂和蒸汽+氮气+泡沫的吞吐方式，注汽天数为10 d，焖井天数为7 d，井底蒸汽温度及干度不变，注汽强度较第一周期递增量为12%，发泡剂质量分数为0.5%，注入速度为0.65 t/d；自生气(尿素)的注入速度为0.6 t/d；氮气的注入速度为1 800 m3/d(标)。对不同蒸汽吞吐开发方案的模拟计算结果统计如表2所示。由表2可以看出，吞吐周期结束时，累产油量从高到低的蒸汽吞吐助排开发方案依次为：蒸汽+发泡剂吞吐、蒸汽+自生气(尿素)+发泡剂吞吐、蒸汽+氮气+泡沫吞吐、单纯的蒸汽吞吐。在蒸汽中添加发泡剂和气体泡沫后，蒸汽吞吐的周期产油量有了显著的增加，开发效果得到极大的改善。

因不同助排开发方式的经济成本存在差异，为从经济指标上优选出最佳的蒸汽吞吐助排开发方式，对各助排开发方案的经济效益进行了对比分析，根据矿场实际情况，取原油价格为2 639元/m3，注蒸汽成本为60元/m3，注发泡剂成本为15 000元/t，注尿素成本为3 000元/t，注氮气成本为3元/m3，不同开发方案的经济效益计算结果如表2所示。

表2 不同蒸汽吞吐开发方案的经济效益

综上可知，在考虑增油量多少或是在考虑经济成本情况下，蒸汽+发泡剂的蒸汽吞吐助排开发方式能够得到最多的增油量和最大的经济效益，故优选其为该区块的最佳蒸汽吞吐助排开发方式。

3 蒸汽吞吐助排注入参数优化

确定了蒸汽+发泡剂吞吐为D11区块的最佳蒸汽吞吐助排方式，在此基础上，将历史拟合部分作为蒸汽吞吐的第一周期，对该井吞吐第二周期的注入参数，包括注汽速度、周期注汽量、周期注汽递增量和焖井时间进行了优化设计。

计算各方案的经济效益所用的各项材料成本及操作成本分别为：蒸汽(外雇锅炉)121元/t，原油价格3 000元/t，发泡剂15 000元/t，注泡沫车7 000元/d，人员操作6 000元/d。

3.1 注汽速度

提高注汽速度有利于缩短油井停产时间，提高增产效果，且注汽速度降低，将导致井筒热损失增加，井底蒸汽干度降低，吞吐开采效果变差。但油层本身的吸汽能力和破裂压力，以及蒸汽锅炉的最高工作压力，也决定了注汽速度不能太高[11]。因此，注汽速度存在最优值。结合现场的生产数据，基于油田提供的注气速度筛选范围选择了6组注气速度进行该参数的数值模拟优选。设定第二周期的周期注汽量1 300 m3，焖井时间为6 d，注汽干度为0.6，发泡剂质量分数为0.5%，注汽速度分别设定为86.66、92.86、108.33、130.00、162.50 m3/d和185.71 m3/d，数值模拟计算结果及经济效益计算结果如图5所示。由图5可以看出，在考虑产量和经济成本情况下，方案5的累增油量最多，经济效益最好，即最佳注汽速度为162.50 m3/d。

3.2 周期注汽量

一般周期注汽量越大，加热范围越大，产量越高。但注汽量过大，加热体积增加速度减缓，产量增幅减小，吞吐油汽比降低。此外，周期注汽量过大，井底压力的增高会影响有效地提高蒸汽干度，注汽时间长可能导致井间干扰[11]。因此，周期注汽量存在最优值。设定第二周期的注汽速度为130 m3/d，焖井时间为6 d，注汽干度为0.6，发泡剂质量分数为0.5%，注汽天数分别设定为8、9、10、12、13 d和15 d，对应周期注汽量分别为1 040、1 170、1 300、1 560、1 690 m3和1 950 m3，数值模拟计算结果及经济效益计算结果如图6所示。由图6可以看出，在只考虑产量的情况下，方案6的累增油量最多，即最佳周期注汽量为1 950 m3，但在考虑经济成本的情况下，方案2的经济效益最好，即最佳周期注汽量为1 170 m3。

图5 不同注汽速度吞吐助排方案的累增油量和经济效益

Fig.5 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different steam injection rate

图6 不同周期注汽量吞吐助排方案的累增油量和经济效益

Fig.6 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different cyclic steam injection volume

3.3 周期注汽递增量

蒸汽吞吐周期注汽量一般采用递增方式，即后一周期按前一周期注汽量的百分数递增注入，以保证各周期内加热半径持续增长，提高蒸汽的利用率。对于特定的油藏，递增百分数的确定应根据油藏实际情况而定[12]。设定第二周期的注汽速度为130 m3/d，周期注汽量为1 300 m3，焖井时间为6 d，注汽干度为0.6，发泡剂质量分数为0.5%，第三周期的周期注汽量分别设定为1 326、1 339、1 365、1 391、1 430 m3和1 456 m3，对应周期注汽递增量分别为2%、3%、5%、7%、10%和12%，数值模拟计算结果及经济效益计算结果如图7所示。由图7可以看出，周期注气增量越高，则累增油量越高，这与现有理论认识也是一致的。那么在考虑产量和经济成本情况下，10%增量方案处出现了明显的曲线拐点。因此综合经济效益的考虑和现场的注入能力认为最佳周期注汽递增量为10%。

Fig.7 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different stepwise increasing cyclic steam injection volume

3.4 焖井时间

焖井的目的是使注入到油层中的潜热充分释放，若焖井时间过短，注入的热量不能得到充分释放；若焖井时间过长，顶底盖层的热损失会增加[13]。因此，焖井时间存在最优值。设定第二周期的注汽速度为130 m3/d，周期注汽量为1 300 m3，焖井时间为6 d，注汽干度为0.6，发泡剂质量分数为0.5%，焖井时间分别设定为2、3、4、5、7和8 d，数值模拟计算结果及经济效益计算结果如图8所示。由图8可以看出，在考虑产量和考虑经济成本情况下，方案3的累增油量最多，经济效益最好，所以最佳焖井时间为4 d。

图8 不同焖井时间吞吐助排方案的累增油量和经济效益

Fig.8 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different soak time

4 结论

(1) 在蒸汽中加入不同的助剂能够有效的解决蒸汽吞吐开发存在的问题，改善蒸汽吞吐的开发效果。本文主要研究在蒸汽中添加泡沫的助排方式，实验证明蒸汽混注泡沫后能显著提高蒸汽的利用率，有效地改善蒸汽吞吐的开发效果。

(2) 根据D11区块的实际情况，设计了多种蒸汽吞吐助排开发方案，运用物理模拟手段进行初步筛选，再通过数值模拟方法的优选和经济效益的评价分析，最终优选出蒸汽+发泡剂吞吐为适合该区块的最佳蒸汽吞吐助排方式。

(3) 对优选的蒸汽吞吐助排开发方式进行了各项注入参数的优化研究，通过对比不同注入参数方案的增油量和经济效益，得到最佳的注入参数，进而得到最优的蒸汽吞吐助排开发方案。

[1] 胡新正. 曙光油田杜229块蒸汽吞吐后期转蒸汽驱试验技术[J]. 特种油气藏, 2009, 16(5):61-64.

Hu Xinzheng. Experimental study on converting to steam flooding after cyclic steam stimulation for Du 229 block in Shuguang oilfield[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2009, 16(5):61-64.

[2] 田仲强, 李淑兰, 王志敏, 等. 注蒸汽加气体开采稠油技术室内研究与现场试验应用[J]. 油田化学, 2002, 19(1):47-50.

Tian Zhongqiang, Li Shulan, Wang Zhimin, et al. Gas/steam injection for heavy oil recovery: Laboratory study and field trial uses[J]. Oilfield Chemistry, 2002, 19(1):47-50.

[3] 王喜全. 氮气助排在冷42块提高蒸汽吞吐效果上的应用[J]. 钻采工艺, 2005, 28(1):56-57.

Wang Xiquan. Application of nitrogen injection technique in process of steam soaking of Leng 42 block[J]. Drilling & Production Technology, 2005, 28(1):56-57.

[4] 高永荣, 刘尚奇, 沈德煌, 等.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.

Gao Yongrong, Liu Shangqi, Shen Dehuang, et al. Study on N2and solvent assisted steam stimulation in a super-heavy oil reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003, 30(2):73-75.

[5] 李牧, 马达波, 边芳霞. 冷家堡油田稠油蒸汽加溶剂吞吐试验[J]. 特种油气藏, 1995, 2(2):48-53.

Li Mu, Ma Dabo, Bian Fangxia. Experiment on heavy oil steam simulation with solvent adding in Lengjiapu oilfield[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 1995, 2(2):48-53.

[6] 曹嫣镔, 刘冬青, 唐培忠, 等. 泡沫体系改善草20区块多轮次吞吐热采开发效果技术研究[J]. 石油钻探技术, 2006, 34(2):65-68.

Cao Yanbin, Liu Dongqing, Tang Peizhong, et al. Improving multiple steam stimulation effects with foam fluids[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2006, 34(2):65-68.

[7] 冯岸洲, 张贵才, 葛际江, 等.表面活性剂体系改善稠油油藏注蒸汽开发效果研究进展[J]. 油田化学, 2012, 29(1):122-127.

Feng Anzhou, Zhang Guicai, Ge Jijiang, et al. Research progress of surfactant system improved steam stimulation effect of heavy oil[J]. Oilfield Chemistry, 2012, 29(1):122-127.

[8] 纪文娟, 戴彩丽, 张志武, 等.蒸汽深部封窜用热触变聚合物-黏土复合体系性能研究[J]. 油田化学, 2011, 28(2):172-176.

Ji Wenjuan, Dai Caili, Zhang Zhiwu, et al. Composite system of thermal thixotropic polymer and clay for indepth channel plugging of steam huff puff viscous oil wells[J]. Oilfield Chemistry, 2011, 28(2):172-176.

[9] 戴彩丽, 纪文娟, 姜汉桥, 等. 用于稠油蒸汽吞吐井深部封窜的热触变体系的性能试验[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2010, 34(4):167-171.

Dai Caili, Ji Wenjuan, Jiang Hanqiao, et al. Performance experiment on thermal thixotropic system for deep channeling plugging in steam huff and puff wells[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2010, 34(4):167-171.

[10] 曹正权, 马辉, 姜娜, 等. 氮气泡沫调剖技术在孤岛油田热采井中的应用[J]. 油气地质与采收率, 2006, 13(5):75-77.

Cao Zhengquan, Ma Hui, Jiang Na, et al. Application of nitrogen-foam profile control technology in thermal recovery wells of Gudao oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2006, 13(5):75-77.

[11] 张锐, 朱汇, 梁人初, 等. 稠油热采技术[M]. 北京:石油工业出版社, 1999:337-341.

[12] 王春智，李兆敏，李松岩，等.耐高温强化泡沫体系提高超稠油油藏采收率研究[J]. 石油化工高等学校学报，2016，29(1)：14-20.

Wang Chunzhi， Li Zhaomin， Li Songyan， et al. Enhancing super extra-heavy oil recovery by using high temperature resistant enhanced foam system[J]. Journal of Petrochemical Universities,2016，29(1)：14-20.

[13] 刘慧卿, 楚圣臣, 许卫国, 等.蒸汽吞吐井合理焖井时间的理论依据[J]. 石油钻采工艺, 2004, 26(1):62-64.

Liu Huiqing, Chu Shengchen, Xu Weiguo, et al. Reasonable soaking time for steam stimulation wells[J]. Drilling & Production Technology, 2004, 26(1):62-64.

(编辑 王亚新)

Optimization Study on Cleanup Scheme of Steam Stimulation in Heavy Oil Reservoirs

Wang Zhilin, Yang Shenglai, Ma Quanzheng, Lei Hao, Li Ying, Meng Zhan， Chen Hao

(KeyLaboratoryforPetroleumEngineeringoftheMinistryofEducation,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China)

Mixing effective cleanup additive agent with steam can improve the production performance of steam stimulation in heavy oil reservoirs, because it can expand the swept volume of steam and play a role of profile control, and then solve the problems of formation energy dropping and steam channeling. The optimization study on cleanup scheme of steam stimulation was studied taking the D11 block in J oilfield to be the research object. Firstly, the results of static performance evaluation indicated that the selected foaming agent served good performance and adaptability to this block, and then the proposed cleanup patterns were preliminarily screened through physical simulation experiments in which various additives were injected with steam simultaneously. Secondly, next screening tests were carried out with the numerical simulation method and the economic benefits analysis, and the results showed that the foaming agent assisted steam stimulation has the most increased oil and the best economic benefit, which was the best preferable cleanup pattern of steam stimulation for this block. Finally, the optimum schemes of selected cleanup pattern with the most increased oil and the best economic benefit were obtained respectively by optimal designing of injection parameters. This study provided a way to improve the development effect of steam stimulation in this block, and was helpful for the development of similar reservoirs.

Heavy oil reservoir; Steam stimulation; Cleanup assisted method; Numerical simulation

1006-396X(2016)05-0054-06

2016-06-28

2016-07-07

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” 子课题“苏丹3/7区高凝油油藏高效开发技术”资助(2011ZX05032-002)。

王智林(1988-)，男，博士研究生，从事油气田开发方面的研究；E-mail：wangzhilin87@163.com。

杨胜来(1961-)，男，博士，教授，从事油气田开发方面的研究；E-mail：yangsl@cup.edu.cn。

TE345

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.009

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn