于波 馬鵬飛

(中國石油大學(xué)(華東)理學(xué)院，山東 青島 266580) (中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

原油黏度是評價稠油油藏特性的核心參數(shù)，尤其在稠油熱采過程中，原油黏度對開發(fā)效果的影響顯著[1～3]。受成藏條件、原油組成變化等因素影響，稠油油藏地層原油黏度一般呈非均質(zhì)分布[4～6]。常規(guī)油藏數(shù)值模擬研究過程中，一般采用流體分區(qū)方式描述不同位置原油黏度的差異，該方法不能描述黏度在平面上的連續(xù)變化，僅適用于獨立的砂體單元。另外，也可以采用組分模型，繪制原油各組分摩爾分?jǐn)?shù)在平面上的分布，通過組分混合原理進行描述，但在應(yīng)用中，該方法對原油組分摩爾分?jǐn)?shù)分布的準(zhǔn)確描述較困難。筆者采用一種基于油藏所有生產(chǎn)井中最低原油黏度和最高原油黏度，通過黏度混合原理，建立2種原油組分摩爾分?jǐn)?shù)分布，進而描述原油黏度非均質(zhì)分布的方法。以王莊油田T82區(qū)塊沙一段1砂組稠油油藏為例，進行了數(shù)值模擬研究，探討了原油黏度非均質(zhì)分布對數(shù)值模擬歷史擬合和合理開發(fā)方案設(shè)計的影響。

1 油藏概況及模型建立

1.1 油藏概況

1.2 模型建立

該研究采用油藏數(shù)值模擬軟件CMG的STARS模塊，根據(jù)實際油藏參數(shù)建立該油藏的蒸汽吞吐數(shù)值模擬模型。根據(jù)精細油藏數(shù)值模擬要求，縱向上劃分為19個模擬層，采用角點網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格總數(shù)為141×48×19=128592。平面上平均網(wǎng)格步長為25m，縱向上平均網(wǎng)格步長為10m。區(qū)塊共有蒸汽吞吐井117口，模擬生產(chǎn)時間自2005年1月至2016年7月。

2 原油黏度非均質(zhì)場建立

2.1 基準(zhǔn)原油性質(zhì)確定

圖1 王莊油田T82區(qū)塊各井油層原油黏度

首先統(tǒng)計研究區(qū)內(nèi)蒸汽吞吐井的地層原油性質(zhì)，并選擇最低原油黏度和最高原油黏度井點處原油作為基準(zhǔn)原油，并以其黏溫曲線作為基準(zhǔn)黏溫曲線。其余井點處原油性質(zhì)根據(jù)2種基準(zhǔn)原油性質(zhì)，通過摩爾分?jǐn)?shù)插值計算。王莊油田T82區(qū)塊有36口井進行了原油性質(zhì)測試，各井原油黏度如圖1所示，可以看出各井原油黏度差異很大。其中，原油黏度最低的井為T82-3X7井(762mPa·s)，原油黏度最高的井為T82-X1井(7369mPa·s)，兩井原油黏溫曲線如圖2所示。

2.2 不同原油摩爾分?jǐn)?shù)的確定

原油黏度介于最低原油黏度和最高原油黏度之間井點處的原油由2種原油基于不同摩爾分?jǐn)?shù)混合插值確定?；旌显宛ざ扰c最低、最高原油黏度關(guān)系符合公式(1)所述的Arrhenius黏度混合模型[7,8]。

lnμ=X1lnμmin+X2lnμmax

(1)

X1+X2=1

(2)

式中：X1為最低黏度原油的摩爾分?jǐn)?shù)，1；X2為最高黏度原油的摩爾分?jǐn)?shù)，1；μmin為最低黏度井的原油黏度，mPa·s；μmax為最高黏度井的原油黏度，mPa·s；μ為混合后的原油黏度，mPa·s。

根據(jù)各井點處測試得到的原油黏度，利用式(1)和式(2)可計算得到該井點最低、最高黏度原油的摩爾分?jǐn)?shù)，見式(3)和(4)。根據(jù)各井點處2種原油摩爾分?jǐn)?shù)，通過插值計算得到整個油藏所有網(wǎng)格最低黏度和最高黏度原油的摩爾分?jǐn)?shù)分布場。

(3)

X2=1-X1

(4)

采用上述方法，基于王莊油田T82區(qū)塊36口井測試的原油黏度計算得到最低黏度(762mPa·s)原油和最高黏度(7369mPa·s)原油的摩爾分?jǐn)?shù)，通過插值獲取摩爾分?jǐn)?shù)分布場，其中最低黏度原油摩爾分?jǐn)?shù)分布如圖3所示。根據(jù)摩爾分?jǐn)?shù)插值后得到的原油黏度分布如圖4所示。從圖4中可以看出，不同部位原油黏度分布差異較大，該成果與現(xiàn)場實際原油黏度分布一致。在蒸汽吞吐開發(fā)油藏數(shù)值模擬過程中，如果采用原油黏度均質(zhì)分布模型，將會對熱采開發(fā)動態(tài)的擬合和開發(fā)效果評價產(chǎn)生明顯偏差。

圖3 T82區(qū)塊最低黏度原油摩爾分?jǐn)?shù)分布圖 圖4 T82模型區(qū)塊地層原油黏度分布圖

2.3 黏溫曲線的計算

在油藏數(shù)值模擬過程中，尤其在熱采過程中，有必要確定原油在各個溫度下的黏度數(shù)據(jù)。國際上廣泛采用ASTM(American Society for Testing and Materials Standards)標(biāo)準(zhǔn)黏度坐標(biāo)，在ASTM坐標(biāo)下稠油黏溫曲線為一條直線，可外推查得所需溫度下的稠油黏度。也可以采用沃爾特(Walther)方程(式(5))計算任意溫度下稠油的黏度[9]。

lg(lg(μ+α))=A-B(1.8t+492)

(5)

式中：t為溫度，℃；μ為溫度t對應(yīng)的稠油黏度，mPa·s；A，B，α為常數(shù)，一般通過試驗數(shù)據(jù)擬合測定。

熱采過程中任意網(wǎng)格不同溫度條件下的原油黏度由該網(wǎng)格處2種基準(zhǔn)原油在該溫度下的原油黏度通過摩爾分?jǐn)?shù)插值確定，其中2種基準(zhǔn)原油的原油黏度通過其黏溫曲線插值確定。

3 歷史擬合效果對比

圖5 區(qū)塊含水率擬合結(jié)果對比

分別建立2種模型進行生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合。模型1是常規(guī)的原油黏度均質(zhì)分布模型，平均原油黏度取3300mPa·s；模型2是原油黏度非均質(zhì)性分布模型，原油黏度通過2種原油摩爾分?jǐn)?shù)分布確定。擬合過程中通過對油藏整體參數(shù)和單井參數(shù)分別進行調(diào)整，在保證整體擬合效果較好的情況下，對單井?dāng)M合結(jié)果進行了對比。2種模型模擬區(qū)塊含水率擬合結(jié)果對比如圖5所示，可以看出，2種模型整體擬合精度差異不大。根據(jù)擬合精度計算方法[10]，計算并統(tǒng)計了2種模型單井?dāng)M合精度，結(jié)果如表1所示。

表1 不同模型對應(yīng)的單井?dāng)M合精度對比

從表1可以看出，由于模型1不能真實反映大部分井點原油黏度，擬合精度高于90%的井?dāng)?shù)比例僅有19.7%，低于80%的井?dāng)?shù)比例高達41%。模型2較準(zhǔn)確地描述了油藏原油黏度分布，擬合精度高于90%的井?dāng)?shù)比例達到了27.4%，低于80%的井?dāng)?shù)比例僅有13.7%。以擬合精度80%為標(biāo)準(zhǔn)，單井?dāng)M合率由59%提高到了86.3%。

對模型1單井不同擬合精度的井位分布進行了統(tǒng)計，擬合精度較差的井主要位于黏度較高和黏度較低的油藏部位，油藏中接近于平均原油黏度的井?dāng)M合精度普遍較高。分別選取原油黏度較高的T82-1X15井(油層原油黏度為6107mPa·s)和原油黏度較低的T82-5X5井(油層原油黏度為763.9mPa·s)，通過含水率計算結(jié)果對比分析了2種模型擬合效果，結(jié)果如圖6和圖7所示?？梢钥闯?，在每個吞吐周期的初期，2種模型擬合效果接近；但在吞吐周期后期，擬合效果差異較大。這主要是因為稠油油藏原油黏度具有強溫度敏感性的特點。在吞吐初期，注入的蒸汽使地層溫度升高到200℃以上，2種模型中原油黏度都會大幅降低，油水流度比差異不大，含水率較為接近；隨著流體的產(chǎn)出，油藏溫度降低，原油黏度升高，2種模型中原油黏度差異變大，導(dǎo)致含水率差異明顯。對于T82-1X15井，模型1中原油黏度低于真實原油黏度，計算的含水率明顯低于模型2結(jié)果。而對于T82-5X5井，模型1中原油黏度高于真實原油黏度，計算的含水率明顯高于模型2結(jié)果。

圖6 T82-1X15井不同黏度分布模型含水率對比 圖7 T82-5X5井不同黏度分布模型含水率對比

4 原油黏度非均質(zhì)分布對方案優(yōu)化效果的影響

原油黏度對稠油油藏蒸汽吞吐開發(fā)效果有較大影響。根據(jù)地層原油黏度將王莊油田T82區(qū)塊所有生產(chǎn)井劃分成3個井區(qū)：相對高黏井區(qū)(5000～7369mPa·s)、中黏井區(qū)(2500～5000mPa·s)、相對低黏井區(qū)(762～2500mPa·s)。統(tǒng)計對比了3個井區(qū)油井蒸汽吞吐5個周期的平均含水率和油汽比，結(jié)果如圖8所示?？梢钥闯?，隨著吞吐周期的增加，3個井區(qū)油井平均含水率逐漸增大，平均油汽比逐漸降低；相對低黏井區(qū)各周期平均含水率低于相對高黏井區(qū)，平均油汽比高于相對高黏井區(qū)。采用原油黏度均質(zhì)分布模型難以對上述不同黏度油井開發(fā)效果差異性進行準(zhǔn)確模擬。因此后續(xù)周期蒸汽吞吐方案的優(yōu)化和預(yù)測結(jié)果與礦場實際偏差較大。

圖8 不同原油黏度分區(qū)井生產(chǎn)情況對比

以T82區(qū)塊T82-1X15井為例，對比了模型1和模型2模擬計算得到的蒸汽吞吐5個周期末剩余油飽和度分布，結(jié)果如圖9所示?？梢钥闯?，在第1、2周期末2種模型剩余油飽和度差別較小，數(shù)值模擬顯示吞吐井半徑10m內(nèi)平均剩余油飽和度相差僅0.016；隨著吞吐周期的增加，模型1平均剩余油飽和度明顯低于模型2，蒸汽吞吐到第5周期，兩者差異達到了0.11。對于相對低黏井區(qū)的井，規(guī)律則相反。油藏數(shù)值模擬擬合結(jié)果對后期開發(fā)方案優(yōu)化和預(yù)測會產(chǎn)生重要影響。蒸汽吞吐方案優(yōu)化的主要參數(shù)包括周期注入量、注入溫度、蒸汽干度等，優(yōu)化結(jié)果與目前剩余油分布、油藏剩余溫度等有重要關(guān)系。采用Hou Jian等[11]提出的蒸汽吞吐優(yōu)化方法，以凈現(xiàn)值為目標(biāo)函數(shù)，對蒸汽吞吐參數(shù)進行了優(yōu)化。以T82-1X15井為例，采用模型1優(yōu)化周期注入量2445m3，注入溫度300℃，蒸汽干度0.60；采用模型2優(yōu)化周期注入量2204m3，注入溫度300℃，蒸汽干度0.56。2種模型的注入量不同，這主要是因為采用模型1得到的目前剩余油飽和度相對較低，蒸汽波及半徑大，合理的周期注入量較大，所需注入熱量相對較高。在對全區(qū)油井蒸汽吞吐方案優(yōu)化基礎(chǔ)上進行開發(fā)效果預(yù)測，對3個井區(qū)的井分別進行統(tǒng)計。結(jié)果表明，模型1預(yù)測3個井區(qū)平均單井周期累計產(chǎn)油分別為889、964、987t，模型2預(yù)測3個井區(qū)平均單井周期累計產(chǎn)油分別為906、1098、 1221t。

圖9 2種模型吞吐輪次末剩余油飽和度對比

5 結(jié)論

1) 稠油油藏數(shù)值模擬中原油黏度非均質(zhì)分布的準(zhǔn)確描述十分重要。通過將地層原油看作是由模擬區(qū)內(nèi)最低黏度原油和最高黏度原油組成的混合物，采用Arrhenius黏度混合模型，獲取2種原油摩爾分?jǐn)?shù)分布，最終確定原油黏度非均質(zhì)分布場。

2) 王莊油田T82區(qū)塊開發(fā)歷史和數(shù)值模擬結(jié)果表明，考慮原油黏度非均質(zhì)性分布的模型能夠準(zhǔn)確模擬不同黏度區(qū)的開發(fā)差異，提高單井?dāng)M合率，更好地對不同油井注采參數(shù)進行優(yōu)化。