高青稠油油藏降黏剂驱注入参数数值模拟优化

张尧 毛振强 吕成远 伦增珉 赵淑霞 王友启 何应付 齐义彬

摘要：运用数值模拟方法评估降黏剂驱在高青油藏的应用效果，根据室内降黏剂评价试验结果，建立降黏剂驱数值模拟模型，并依据吨剂增油量对降黏剂注入参数进行优化。结果表明：当以降黏剂质量浓度为3 000 mg/L、注入速度为200 m3/d，共计注入降黏剂0.2

VP（孔隙体积）时，吨剂增油量最高;与水驱相比，提高原油产量4.4×104 t，提高采收率3.66%。

关键词：稠油油藏； 降黏剂驱； 提高采收率； 油藏数值模拟； 参数优化

中图分类号： TE 357   文献标志码：A

引用格式：张尧，毛振强，吕成远，等.高青稠油油藏降黏剂驱注入参数数值模拟优化［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（4）：145-150.

ZHANG Yao， MAO Zhenqiang， Lü Chengyuan， et al. Numerical simulation optimization of injection parameters by viscosity reducer flooding in Gaoqing heavy oil reservoir ［J］. Journal of China University of Petroleum （Edition of Natural Science）， 2023，47（4）：145-150.

Numerical simulation optimization of injection parameters by

viscosity reducer flooding in Gaoqing heavy oil reservoir

ZHANG Yao1， MAO Zhenqiang2， Lü Chengyuan1， LUN Zengmin1， ZHAO Shuxia1， WANG Youqi1， HE Yingfu1， QI Yibin1

（1. Petroleum Exploration and Development Research Institute， SINOPEC， Beijing 102206， China;

2. Shengli Oilfield Company Chunliang Oil Production Plant， SINOPEC， Binzhou 256504， China）

Abstract： The numerical simulation was used to evaluate the performance of the viscosity reducer flooding in Gaoqing heavy oil reservoir. On the basis of the experimental results of the viscosity reducer， a numerical simulation model of viscosity reducer flooding was built and the injection parameters of viscosity reducer were optimized according to the oil increment per ton of agents. It is found that  when 0.2VP （pore volume） of viscosity reducer is injected with 3 000 mg/L mass concentration and 200 m3/d injection rate， the oil increment per ton of agent is the highest. Compared with water flooding， the crude oil production is increased by 44 000 tons， and the oil recovery rate is increased by 3.66%.

Keywords：heavy oil reservoir; viscosity reducer flooding; enhanced oil recovery; reservoir numerical simulation; parameter optimization

稠油黏度高、流动性差是开发所面临的主要难题［1-3］。区别于常规原油，稠油中胶质和沥青质含量较高。胶质和沥青质的相对分子质量大、构成复杂，同时胶质、沥青质分子通过重叠堆砌，氢键链接形成层状堆积状态，原油分子发生相对位移时需要克服氢键和分子纠缠所产生的内摩擦力，因此高含胶质和沥青质的稠油有较高黏度。降低稠油黏度可采用升温降黏法、稀释降黏法乳化降黏法等［4］。其中乳化降黏工艺简单、成本低，有广阔应用前景［5］。乳化降黏过程可以概括为水溶性降黏剂与原油接触后显著降低油水界面张力，通过在地层中流动时产生的剪切作用，稠油会以微小油珠的形式分散于降黏剂中，从而形成水为连续相，稠油为分散相的水包油型乳状液［6-8］。油珠被包裹在降黏剂之中，原油分子间的摩擦会转变为水分之间的摩擦，流体流动阻力大幅度降低［9-11］。实践证明，降黏剂驱油能有效提高采收率［12-13］。高青油田屬于稠油油藏，经过多轮次的蒸汽吞吐开发，产油效果在不断变差。由于蒸汽吞吐的加热半径有限，井间动用程度较差。笔者根据降黏剂试验评价结果，建立稠油乳化降黏模型，运用数值模拟方法评估降黏剂驱的效果。模拟不同注入浓度、注入量、注入速度以及注入方式的开发效果，优选出合理注入参数。通过对比水驱开发，计算降黏剂驱的提高采收率程度。根据优化后的结果提出降黏剂驱的开发方案。

1 试验区概况

高青油田构造位置位于东营凹陷西南部，青城凸起的北部斜坡带，主力含油层系为沙四段。目标区域位于高清油田北部。目标区域含油面积0.52 km2，地质储量为120×104  t。原油地下黏度为339 mPa·s，密度为0.956 g/cm3，属于普通稠油。油藏温度约为55 ℃。主力层段埋深为940～1 040 m。

油藏先后经历衰竭开采和蒸汽吞吐开发。长期弹性开采导致地下体系亏空严重，底层能下降快。蒸汽吞吐开发在一定程度上补充了地层能量，降低原油黏度，提高原油产量。但经过多轮次的蒸汽吞吐开发，即使在注蒸汽气量不断增加的情况下，产油效果在不断变差。至今采出程度为10.9%。由于采出程度较低，油田仍存在较大的开发潜力。为进一步提高油田开发效果，准备在目标区块开展降黏剂驱先导试验。

2 降黏剂作用机制

试验用降黏剂为中国石化石油勘探开发研究院自主开发研制的微生物稠油降黏剂RF180，具有环境耐受性强、降黏效率高等特点［14］。此降黏剂有良好的界面活性和两亲性质，可以通过乳化降低稠油黏度，同时可以有效的降低油水界面张力，提高驱油效率。

2.1 乳化降黏

乳化降黏是降黏剂提高稠油开发效果的主要机制。经试验测定RF180降黏剂与原油反应生成的水包油乳状液的黏度为40 mPa·s，降黏率为88%。图1为稠油乳化后显微观测结果，可见通过乳化作用，形成水包油乳状液，原油分子间的摩擦转变为水分之间的摩擦，流动阻力大幅度降低。

为在数值模拟中表征乳化降黏过程，在油、水组分的基础上加入降黏剂与乳状液2个新组分，并且降黏剂与乳状液可以溶解于水中。在模型中添加乳化反应，即稠油、降黏剂和水反应生成乳状液。稠油以流动能力更强的乳状液形式产出，通过乳状液中原油含量计算原油产量，从而实现原油乳化降黏模拟。

2.2 降低表面张力

微观驱油效率与毛管数紧密相关。毛管数越大，微观驱油效率越高［15］。增大毛管数的主要方法就是降低油水界面张力。残余油饱和度随着毛管数的增加而减少［16］，当毛管数达到完全驱替毛管数时，残余油饱和度为0。RF180降黏剂溶液（降黏剂质量分数为0.5%）可使本地区稠油和水的界面张力由20 mN/m降低到0.031 2 mN/m。

为评估减小界面张力对残余油饱和度的影响，测量水驱与降黏剂驱时的油水相渗的变化情况。所用岩心数据如表1所示，相渗曲线结果见图2。通过降黏剂驱，残余油饱和度由44.92%降低到27.12%。通过对比相渗曲线可知，降黏剂驱使油水相渗曲线右移，油相相渗增大，水相相渗减小。

为在数值模拟中表征降黏剂降低表面张力对驱油效果的影响，根据试验结果差值计算不同降黏剂质量分数时的界面张力。根据界面张力计算毛管数，依据毛管数对相渗曲线进行差值计算，改变相渗曲线与残余油饱和度。最终在数值模拟模型中实现通过降低油水界面张力减小残余油饱和度的目的。

3 降黏剂驱数值模拟

采用GMG-STARS数值模拟软件建立目标区块的数值模拟模型。模拟水驱采出程度与降黏剂驱采出程度。通过模拟不同注入参数下的采出程度与吨剂增油量，对注入参数进行优化。

3.1 模型建立

根据油藏地质特征建立研究区块的数值模拟模型，总网格数为84×73×41=251 412，平面網格步长为20 m×20 m，纵向分41层（厚度为1～3.5 m）。在模拟区共有15口井，井位如图3所示。其中有4口注入井，11口采油井。通过对研究区储量复算得到模型地质储量为120.44×104 t，与原始储量120.48×104 t相比误差为0.03%。模型计算储量与原始地层储量一致。

3.2 水驱模拟

根据研究区现有井网，开展水驱模拟。考虑历史生产情况，以历史最大产液量作为产液控制条件。4口注入井每天注水速度共计为200 m3/d。注采比设定为1.1∶1。水驱从2021年开始，模拟15 a累产油14.4×104 t。与2021年相比累积增油2.0×104 t。后期含水已经达到96%。对于稠油油藏，水驱效果有限。

3.3 降黏剂驱参数优化

降黏剂驱注采参数与水驱相同。通过模拟不同注入参数条件下的降黏剂驱效果，对降黏剂驱注入参数进行优化。降黏剂驱注入参数包括注入浓度、注入量、注入速度和注入方式。

3.3.1 注入质量浓度

在降黏剂注入总量（500 t）与注入速度（200 m3/d）不变的条件下，模拟不同质量浓度降黏剂的影响效果，质量浓度分别为3 000、4 000和5 000 mg/L。注入不同质量浓度的降黏剂溶液，在注入500 t降黏剂之后注水，模拟结果如图4所示。可以看出，降黏剂驱效果明显优于水驱。由于在注入降黏剂总量相同的条件下，

低质量浓度注入降黏剂作用时间长。随着时间的进行，低质量浓度注入效果逐渐超过高质量浓度注入效果。对比产油结果（表2）发现，注入质量浓度为3 000 mg/L时产油量最高，此时吨剂（指每吨降黏剂）增油量为最大值51.11 t。最终优选降黏剂质量浓度为3 000 mg/L。

3.3.2 降黏剂注入量

在降黏剂注入浓度优化结果的基础上，对降黏剂的注入量进行优化。在注入降黏剂质量浓度（3 000 mg/L）和注入速度（200 m3/d）不变的条件下，分别注入0.1VP、0.15VP、0.2VP、0.25VP和0.3VP的降黏剂溶液（其中VP为孔隙体积）。

不同降黏剂注入量下的累积产油量见图5。随着注入量的增加，产油量不断增大。不同注入量下的模拟结果见表3。可以看出，当注入量为0.2VP时，吨剂增油量达到最大值50.18 t。随着注入量的继续增加，原油增产幅度减小，吨剂增油量明显降低。依据吨剂增油量结果，优选注入量为0.2VP。根据注入质量浓度3 000 mg/L，可以计算出总共需注入降黏剂744 t。

3.3.3 注入速度

在注入量为0.2VP和注入质量浓度为3 000 mg/L条件下，考察不同注入速度的降黏效果，结果见图6。可以看出，随注入速度增大，产油量不断增大。当注入速度从160 m3/d升高到200 m3/d时，吨剂增油量提高4 t。当注入速度从200 m3/d升高到240 m3/d时，吨剂增油量提高1.33 t。当注入速度超过200 m3/d后，吨剂增油量增幅降低明显（表4）。优选注入速度为200 m3/d。

3.3.4 注入方式

根据优化后的注入参数，对注入方式进行优化。

注入方式分为连续注入与循环段塞注入。依据之前优化的结果，总共需要注入降黏剂744 t。在连续注入方式下，以速度200 m3/d注入3 000 mg/L的降黏剂溶液，连续注入744 t降黏剂，之后转为水驱。在循环段塞注入方式下，每年首先注入一定量的降黏剂溶液，之后转为水驱。在下一年中重复上一年的注入模式，直至注入744 t降黏剂，之后转为水驱。根据每年注入降黏剂量的不同，设置3种注入方案。每种方案中每年降黏剂注入量分别为100、150和200 t。

连续注入与3种循环段塞式注入结果如图7所示，模拟10 a后的产油结果如表5所示。对比连续注入与循环段塞式注入，发现循环段塞式注入的效果好于连续注入。对比3种循环段塞式注入方案，100 t/a的方式注入降黏剂的吨剂增油量高于其余方式。其吨剂增油量达到59.33 t，与连续注入相比，吨剂增油量提高9.15 t。

根据模拟结果，降黏剂驱注入参数优化结果为注入质量浓度3 000 mg/L，注入速度200 m3/d，注入方式为注入100 t/a降黏剂循环注入744 t后转为水驱。降黏剂驱方案与水驱方案的年产油量如图8所示。通过对比可以发现，水驱年产油量降低速度快，后期产油量低，效果较差。降黏剂驱稠油产量高并且稳定。通过与水驱对比，降黏剂驱可提高原油产量4.4×104 t，提高采收率3.66%。降黏剂驱可实现稠油油藏的有效开发。

4 结 论

（1）降黏剂的吨剂增油量与注入降黏剂质量浓度、注入量和注入速度相关。注入降黏剂质量浓度过低或者注入量过少时，无法实现有效开发，但注入降黏剂质量浓度过高或者注入量过多时，降黏剂的吨剂增油量会明显降低，经济效果变差。吨剂增油量随着注入速度的增加而增加，但当注入速度达到一定数值时，吨剂增油量增幅明显降低。通过数值模拟研究优选注入参数，对于目标油田，较优的降黏剂注入质量浓度为3 000 mg/L，注入量为744 t，注入速度为200 m3/d。

（2）降黏剂的吨剂增油量受注入方式影响。在注入降黏剂质量浓度、总量和速度相同的情况下，循环段塞式注入的效果好于连续注入。当注入方式由连续注入转变为循环段塞方式（100 t/a）注入后，吨剂增油量提高9.15 t。

（3）降黏剂驱可有效提高稠油产量，实现稠油油藏有效开发。针对目标区块，根据优化后的注入参数开展降黏剂驱，预计可提高原油产量4.4×104 t，提高采收率3.66%。

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（编辑 刘为清）