李敬松，孫永濤，宮汝祥 楊兵，姜杰 （中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450）

吳海君 （中國石油大學 （華東），山東 青島 266580）

渤海稠油資源分布廣泛，開發(fā)風險性高，目前多為水平井開發(fā)［1］。海上稠油開發(fā)受制于平臺空間、經(jīng)濟、環(huán)保及安全等因素［2，3］，蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)等［4，5］常規(guī)熱力采油方式難以開展。多元熱流體吞吐［6］是一種高效的稠油熱采技術(shù)，其工藝配套對海上稠油油藏開發(fā)具有良好的適應性，能夠有效改善開發(fā)效果。多元熱流體吞吐中存在多種組分，提高采收率機理較為復雜。

筆者建立了多元熱流體吞吐數(shù)學模型，利用數(shù)值模擬技術(shù)，通過與熱水吞吐和蒸汽吞吐對比，分析其開采特征。

1 多元熱流體吞吐數(shù)學模型

1.1 假設條件

為建立多元熱流體吞吐的數(shù)學模型，做如下假設：油藏中存在油、氣、水三相，油、水、CO2和N2共4種組分，不同組分在各相間的分配遵循相平衡原理；各相流體的流動均為達西滲流且流動過程中不發(fā)生化學反應；忽略除熱能之外的動能及黏性力做功；滲流過程為不等溫滲流，溫度影響原油的黏度及油、氣、水三相相對滲透率曲線。

1.2 質(zhì)量守恒方程

式中：ρj為j相（油，水，氣）流體的地下密度，kg/m3；xij為組分i（水，油，CO2，N2）在j相中的摩爾分數(shù)，1；K為巖石絕對滲透率，m2；Krj為j相流體的相對滲透率，1；μj為j相流體的黏度，Pa·s；pj為j相流體的壓力，Pa；g為重力加速度，m/s2；D為由某一基準面算起的深度（向下為正），m；qj為單位時間內(nèi)地層條件下單位巖石體積中注入或采出j相的質(zhì)量（注入為正，采出為負），kg/（m3·s）；φ為地層巖石孔隙度，1；Sj為j相流體的飽和度，1；t為時間，s。

1.3 能量守恒方程

式中：λr為油層導熱系數(shù)，kJ/（s·m·℃）；Hij為單位質(zhì)量i組分在j相狀態(tài)下的熱焓，kJ/kg為單位時間內(nèi)單位體積巖石與頂?shù)讓訐p失有關(guān)的能量，kJ/（m3·s）；qh為單位時間內(nèi)單位體積輸入或輸出的能量（輸入為 正，輸出為 負），kJ/（m3·s）；ρr為油藏 巖 石 的 密 度，kg/m3；Cr為油 藏 巖 石 的 比 熱 容 量，kJ/（kg·℃）；Uij為單位質(zhì)量i組分在j相狀態(tài)下的內(nèi)能，kJ/kg；T為溫度，℃。

1.4 平衡常數(shù)方程

式中：xij為組分i（o，w，CO2、N2）在j相（o，g，w）中的摩爾分數(shù)，其中油相中不存在水組分，水相中不存在油組分；Koi、Kwi分別為組分i（o，w，CO2、N2）在油相和水相中分配時的平衡常數(shù)，1；pg為毛細管壓力，Pa。

1.5 黏度方程

原油黏度隨溫度的變化利用黏溫曲線表征。多元熱流體體系中CO2、N2等低黏度組分的溶解會導致油相黏度的降低，并符合黏度混合原理：

式中：μo為油相黏度，mPa·s；μoi為油相中組分i（o，CO2，N2）的黏度，mPa·s。

1.6 輔助方程

飽和度方程：

式中：So、Sw、Sg分別為油、水、氣飽和度，1。

毛細管壓力方程：

式中：pcow為地層巖石中油水相之間的毛細管壓力，Pa；pcgo為地層巖石中油氣相之間的毛細管壓力，Pa；po、pw、pg分別為油、水、氣相壓力，Pa。

摩爾分數(shù)歸一化方程：

2 多元熱流體吞吐數(shù)值模擬模型建立

2.1 研究區(qū)概況

渤海油田某區(qū)塊于2008年首次開展了多元熱流體吞吐工藝技術(shù)試驗。筆者根據(jù)該區(qū)塊實際油藏地質(zhì)參數(shù)，在相態(tài)擬合的基礎(chǔ)上，建立了水平井地質(zhì)模型，對熱水吞吐、蒸汽吞吐和多元熱流體吞吐3種開發(fā)方式進行了對比模擬研究。

2.2 多元熱流體驅(qū)替試驗擬合

通過相態(tài)擬合模塊首先進行了流體物性擬合。為進一步確定多元熱流體物性參數(shù)，采用一維填砂模型 （φ25mm×150mm）進行了300℃蒸汽驅(qū)、多元熱流體驅(qū)試驗；采用數(shù)值模擬軟件建立單管驅(qū)替模型對上述驅(qū)替過程進行模擬，原油采收率擬合結(jié)果如表1所示?？梢钥闯?，數(shù)值模擬模型能夠表征多元熱流體物性特征。

表1 原油采收率擬合結(jié)果

2.3 基礎(chǔ)模型建立

在相態(tài)擬合和驅(qū)替試驗擬合基礎(chǔ)上，建立了水平井多元熱流體吞吐三維地質(zhì)模型，縱向劃分為11個模擬層，水平井位于第6層，水平井段長250m，其他參數(shù)見表2。

表2 模型參數(shù)

采用該模型進行了多元熱流體吞吐、蒸汽吞吐和熱水吞吐3種開發(fā)方式的模擬。3種方式注入熱量、溫度、速度和燜井時間均相同，每周期的注入熱量為3.2×1012J，燜井時間5d。其中，多元熱流體吞吐注入4200m3的240℃熱水、1.1×104m3的CO2和3.9×104m3的N2；熱水吞吐注入4900m3的240℃的熱水；蒸汽吞吐注入2350m3干度為0.5的240℃的蒸汽。

2.4 生產(chǎn)曲線對比

多元熱流體體系由熱水、CO2、N2等多種組分組成，除具有常規(guī)熱采和氣驅(qū)的機理，各組分間的協(xié)同作用也使得增產(chǎn)效果更加顯著［7～9］?，F(xiàn)場試驗也表明，多元熱流體吞吐技術(shù)可以大幅提高單井產(chǎn)能，是常規(guī)開采產(chǎn)能的1.5～3倍［10，11］。不同開發(fā)方式日產(chǎn)油曲線如圖1所示，可以看出，在各自周期內(nèi)原油產(chǎn)量均具有快速上產(chǎn)、達到峰值后迅速下降的特點，但多元熱流體吞吐日產(chǎn)油量峰值較熱水吞吐和蒸汽吞吐高。第1個生產(chǎn)周期，多元熱流體吞吐、蒸汽吞吐及熱水吞吐的日產(chǎn)油量峰值分別為97.5、89.7、77.5m3/d。模擬計算5個周期后，多元熱流體吞吐、蒸汽吞吐及熱水吞吐的累計產(chǎn)油量分別為8.07×104、6.52×104、6.49×104m3。另外，多元熱流體吞吐的生產(chǎn)周期較蒸汽吞吐和熱水吞吐長，第1生產(chǎn)周期時間分別為386、328、343d。

圖1 不同生產(chǎn)方式的日產(chǎn)油變化

3 多元熱流體吞吐開采特征

3.1 溫度分布

圖2為不同開發(fā)方式燜井結(jié)束時溫度平面分布。可以看出，多元熱流體吞吐在水平井跟端和趾端溫度擴展范圍較大；在垂向上，以水平井為中心，溫度近似呈圓形擴展。多元熱流體中的熱水、N2和CO2均能攜帶大量熱量且具有較強的擴散能力。與熱水吞吐相比，多元熱流體吞吐在垂向上的加熱范圍較大，而在平面上相當；與蒸汽吞吐相比，多元熱流體吞吐在平面及垂向上的加熱范圍較大，且溫度變化較為平穩(wěn)，內(nèi)部溫度與外緣差別較小，表明熱量得到了有效利用。

圖2 燜井結(jié)束時水平井周圍平面上的溫度分布

圖3 生產(chǎn)30d后水平井趾端垂向上的溫度分布

多元熱流體中氣體進入地層后形成氣腔，氣體的導熱系數(shù)低且存在超覆，在上部形成的保護層能減少熱損失，提高熱量利用率。圖3為生產(chǎn)30d后的趾端垂向溫度場，可以看出，多元熱流體吞吐在垂向上的高溫區(qū)域明顯大于熱水吞吐和蒸汽吞吐，且溫度也較高。

總之，多元熱流體吞吐具有更大的加熱范圍 （尤其是垂向上），且保溫效果好，降黏效果更好。

3.2 黏度分布

圖4為燜井結(jié)束時水平井平面原油黏度分布。可以看出，三種開發(fā)方式下原油黏度均有一定程度的降低，但多元熱流體吞吐的降低范圍和程度明顯好于熱水吞吐和蒸汽吞吐。

多元熱流體吞吐中原油黏度降低是加熱降黏和氣體溶解降黏的協(xié)同作用。在多元熱流體體系中CO2更易溶于原油，在溶解降黏方面起主要作用，且溶解量越大，降黏效果越明顯。圖5為原油中CO2的濃度在平面和水平井趾端的垂向分布。結(jié)合原油黏度分布可以看出，CO2在油相中的分布與原油黏度的分布具有較好的一致性，CO2濃度越高，原油黏度越低。

圖4 燜井結(jié)束時水平井周圍平面上的黏度分布

圖5 多元熱流體吞吐油相中CO2摩爾分數(shù)分布（燜井結(jié)束時）

3.3 壓力分布

圖6為生產(chǎn)30d后水平井平面壓力分布?？梢钥闯?，多元熱流體吞吐在平面上的壓力保持效果均好于熱水吞吐和蒸汽吞吐，且過渡更為平緩。這主要是由于多元熱流體中N2能夠儲存部分彈性能量，在一定程度上起到保壓助排效果。

4 結(jié)論

1）基于稠油油藏多元熱流體吞吐機理，提出了多元熱流體吞吐數(shù)學模型。

2）在注入熱量、溫度、速度和燜井時間均相同的條件下，相對于熱水吞吐和蒸汽吞吐，多元熱流體的吞吐周期持續(xù)時間長、產(chǎn)油量高，具有更好的開發(fā)效果。

3）在加熱降黏、CO2溶解降黏及氣相保溫保壓等作用機理下，多元熱流體吞吐熱波及區(qū)域大，油藏保溫、保壓效果好，原油降黏范圍及程度均優(yōu)于熱水吞吐和蒸汽吞吐。

圖6 生產(chǎn)30d后水平井周圍平面上的壓力分布

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［編輯］ 黃鸝