深层稠油油藏注天然气吞吐泡沫油流特征数值模拟研究

深层稠油油藏注天然气吞吐泡沫油流特征数值模拟研究李菊花;吴波;徐君
【摘要】深层稠油油藏的有效开采是世界性的难题,天然气吞吐开采是有效的方法之一；其中天然气吞吐回采阶段泡沫油流的驱油特征研究尚不深入.采用考虑泡沫油的数值模拟方法,以吐哈鲁克沁油田深层稠油油藏天然气吞吐为实例,从模拟网格尺寸、油藏非均质程度、注入气溶解速度等角度,对吞吐回采阶段的“泡沫油流”的渗流特征展开描述.研究结果表明,数值模拟研究要建立适宜的网格模型才能反映真实的泡沫油流动态；注气气体扩散水平较高时,非均质的影响效果显现,气体优先从储层突破影响原油的生产；当注入气体溶解速率低时,微气泡少,影响稠油的流动性,累积采油量减少.
【期刊名称】《科学技术与工程》
【年(卷),期】2013(013)028
【总页数】5页(P8263-8267)
【关键词】深层稠油;天然气吞吐;数值模拟;泡沫油
【作者】李菊花;吴波;徐君
【作者单位】长江大学石油工程学院,武汉430100;长江大学石油工程学院,武汉430100;吐哈油田分公司开发部,哈密839009
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.45
深层稠油油藏不适应常规热采技术开采，国内外采用注气(空气、氮气、二氧化碳、烟道气、天然气等)吞吐开采初步取得了一些效果［1］，但仍存在诸多理论研究及实际应用中急需解决的问题，其中之一是天然气吞吐回采阶段“溶解气驱”的泡沫油流特征的多相渗流问题。

采用考虑泡沫油的数值模拟方法，以吐哈鲁克沁油田深层稠油油藏天然气吞吐［2］为实例，从模拟网格尺寸、油藏非均质程度、注入气溶解速度等角度，对吞吐回采阶段的“泡沫油流”的渗流特征展开描述。

据此，表明“泡沫油流”是天然气吞吐的重要驱油机理之一。

1 稠油注气回采阶段溶解气驱的“泡沫油”
“泡沫油”常用来描述通过溶解气驱开采的、井口油样有明显泡沫显示的稠油。

加拿大西部几个稠油油藏的一次开采就表现为连续泡沫流，其产量和一次采收率都异常高［3—5］。

Smith首先发表了这种异常开采动态的详细结果［6］;此后，这
种气油弥散的流动特性就成了很多研究项目的主题。

泡沫驱油在国外已有40多年的发展历史，在矿场实施中取得良好的效果［7］。

即在未达到平衡时，泡点压力下降，形成拟泡点，这样使气体留在油中的时间更长，有利于形成泡沫油［8］。

在衰竭驱动过程中，活油变成超饱和度气体，当达到临界气饱和度阀值之后形成气泡［9，10］。

注气吞吐降压生产过程中，高压注入的气体会从原油中以气泡形式分离。

在稠油中，过饱和导致溶解气和自由气之间不平衡，早期的不平衡现象涉及到气相从原油中析出和分离的延迟。

存在一个“拟泡点压力”，即随着气泡体积增长摆脱原油黏性束缚，开始从原油中逸出时的压力，其大小要取决于衰竭速度的大小。

气泡会经历一个成核-增长-并联的一个过程［11］。

鲁克沁深层稠油在进行
非平衡态测定实验研究过程中也观察到泡沫油流的现象。

研究者［12］在鲁克沁
稠油天然气吞吐研究过程中提出了常规的四区渗流模型，在回采过程中，在拟饱和区为“拟单相流动”的泡沫油流，油相为连续相，气相均匀分散在油相中，基本无
气体“滑脱”现象，为油井的主要生产期。

从数值模拟角度，讨论稠油天然气吞吐过程中泡沫油的影响因素，展示在非均质储层中泡沫油的渗流特征。

2 考虑泡沫油特征的数值模拟方法
本次模拟采用的是CMG模块中STARS泡沫油模型，分别设计了分散相和连续相。

其中分散相有Sbubble(微气泡)，Bbubble(大气泡)，连续相有Heavy oil(重油)，NG(天然气)，Free Gas(自由气)。

泡沫油模型各组分及相态分布如表1所示。

表1 泡沫油模型中的组分和相态组分相态水相油相气相水×重油×天然气，NG × ×微气泡，Sbubble ×大气泡，Bbubble ×自由气×
在模拟过程中，某相流体可以包含一个或者多个组分，例如，组分Water(水)可以存在于液相，气相及固相中。

所有的物理属性根据组分所存在的相被赋值到对应的模型组分中。

在这个动力学模型中，除了Sbubble(微气泡)，其他所有组分均遵循于通常定义。

Sbubble(微气泡)是当气泡尺度小于多孔介质中孔喉大小时油相中的组分。

当气泡增长，体积增加到孔喉大小时，Sbubble(微气泡)会通过反应，转变成气相中的Bbubble(大气泡)。

泡沫油数值模拟中共用了六个化学反应，如下。

2.1 气泡成核过程
气泡成核方程，(dN/dt)exp(－ΔE/kBT)。

由两个向前的拟动力学反应来描述气泡
成核方程，如下:
反应1:
反应2:
两个反应在油相中发生，且均为非平衡反应。

因反应1发生的条件是，当网格压
力低于泡点压力，所以对反应发生的条件要加以约束。

2.2 气泡增长过程
反应3:
反应4:
反应5:
反应6:
反应3在油相中发生，反应4在气相中发生，均为平衡反应。

反应5、反应6在
油相中发生，是非平衡反应，用来模拟超饱和状态。

为了标定天然气吞吐模型中的泡沫油相关参数，模拟前先选取室内岩心实验结果进行拟合作为参考依据。

参照现场报告中所提供的天然气吞吐仿真物理模拟实验数据，进行了历史拟合。

原始地层压力27 MPa;天然气吞吐5个周期;平均每个周期地层
压力下降4.3 MPa;设定平均压力5～6 MPa时为废弃压力，结束实验。

3 具有泡沫油流特征的数值模拟研究
3.1 数值模拟参数准备
3.1.1 地层流体高压物性参数
以鲁克沁稠油有较为详尽的室内物模实验报告的样品为例，经过WINPROP对高
压物性数据的拟合，得出一套能在STARS中直接应用的数据文件表2。

表2 地层油相组分高压物性参数表参考压力:30 MPa，参考温度:100℃/℃ 239.95 －66.43 －66.43临界压力/MPa 0.824 4.645 4.645压缩系数(1·MPa－1)
1.127×10－3 GASSYLIQ 1.394×10－2密度/(kg·m－3) 983.136 224.532 224.532黏度参数重油微气泡自由气临界温度/cp 610 8.8 8.8
3.1.2 相渗曲线
相对渗透率和残余油饱和度是描述多孔介质中多相流动的重要参数。

选用YX1井
的油水相对渗透率测定报告，作为本次的油水相渗曲线数据。

因在泡沫油模型中，BBubble是气相组分，占据一部分气相饱和度，但是BBubble的浓度将影响气相的流动，所以在模型中对两组气-液相渗曲线进行插值并做敏感性测试，以便得出
存在BBubble的地层条件下气相的相对渗透率。

3.1.3 地质模型
讨论的油藏非均质采用垂向剖面模型，选用鲁克沁稠油油藏真实储层平均渗透率
90×10－3μm2。

渗透率分布分别按变异系数为弱非均质程度0.2，强非均质程度0.8，建立不同非均质程度下的渗透率分布密度关系式如表3所示，随机形成均值
为90×10－3μm2时的渗透率分布场。

模型中孔隙度按0.16考虑，油层平均厚度为20 m，井间距为420 m。

其中KV/Kh=0.25。

模型网格划分为29×1×50的垂向剖面模型。

表3 典型渗透率非均质油层分布模型?
3.2 非均质储层天然气吞吐泡沫油流多相渗流特征
3.2.1 模拟网格大小的影响
油藏数值模拟中存在数值弥散影响模拟结果，对于涉及分子扩散能力较强的气体参与运算的组分模拟时，模拟网格尺寸是非常有必要讨论的。

当选择好合适的网格尺寸，可以有效回避数值弥散带来的误差。

本次模拟，采用二维模型，纵向上分别选取5、50个网格来充分展示网格尺寸对注气模拟的重要性。

如图1所示，网格尺寸大小对注气吞吐开采有很大的影响。

以天然气(NG)在气相
和油相中累积产出情况可以看到，采用纵向为5个的粗网格进行模拟得到的累积
产气量中天然气的比例较采用细网格(50个)高很多，相应的细网格模型中溶解在
油相中的天然气量就高，形成微泡沫的可能性就大很多。

图2所示粗细网格模型中，油相中的微泡沫摩尔分数在细网格模型中要高。

究其
原因，吞吐生产过程中，细网格模型中压力下降幅度没有粗网格大。

天然气仍溶解在油相中或者以微气泡形成存在其间，使得油相的流动性能较高，吞吐开采效果好。

由于本模型考虑泡沫油现象是非平衡特征，在大网格模型中非平衡特征更明显(即，大网格中需要更多时间达到平衡)、扩散，弥散，PVT与非平衡特征都是相互关联
的。

所以在进行模拟设计时，一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态。

3.2.2 非均质程度的影响
建立渗透率非均质程度分别为0.2，0.8的地质模型，同时在模型中考虑气体扩散，设定四个不同扩散系数(0.000 05，0.000 5，0.005，0.05 m2/d)，模拟结果显示如图3所示，当气体扩散水平较低时，非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小，几乎不存在。

当扩散水平较高时，非均质的影响效果显现。

从图3模拟结果图上看到，当气体扩散水平较低时，非均质程度变大原油的采出
程度减小，而气体的采出程度几乎不变，这种采出程度的差异与流体的流度差别有关。

当气体扩散程度增加到一定程度后，对于非均质程度低的储层，气体优先从储层突破影响原油的生产，致使表现出较均质的储层采用注气吞吐的方法反而原油产量偏低情况。

图1 网格大小对吞吐开采指标的影响
图2 网格大小对油相中微泡沫摩尔分量的影响
3.2.3 注入气体溶解速率的影响
模拟过程是在拟合了实验结果基础上，将组分NG 溶解速率常数分别缩小了0.1，0.2，0.3，0.5，天然气吞吐指标发生较为明显的变化。

从图4(a)可以看到，当组分NG的溶解速率降低50%，采收率从14%降低到
11.4%，溶解速率降低90%时，采收率降低了一半。

气体溶解速率从侧面反映出
气泡形成速率的大小，如图4(b)所示，当溶解速率高气泡形成速率就高，在油相
中形成微泡沫的程度就越大，当溶解速率低时，油相中的微泡沫的比例降低。

当组分NG的溶解速率降低50%，累积采油量中的微泡沫也降低了近一半。

对于天然
气吞吐稠油提高采收率主要贡献度就是来自稠油中的微泡沫相。

4 结论
(1)基于考虑泡沫油流的数学模型，利用三维三相考虑物理扩散的组分模拟方法，
着重讨论在非均质油藏中泡沫油对天然气吞吐回采过程的影响。

(2)模拟网格大小对泡沫油的影响表明，在大网格模型中非平衡特征更明显(即，大网格中需要更多时间达到平衡)、扩散，弥散，PVT与非平衡特征都是相互关联的。

所以在进行模拟设计时，一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态。

(3)当气体扩散水平较低时，非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小，几乎不存在。

当扩散水平较高时，非均质的影响效果显现。

(4)气体溶解速率快慢影响油相中微气泡的存在多少，当溶解速率低时，微气泡少，影响了稠油的流动性，累积采油量减少。

图3 非均质程度对天然气吞吐效果的影响
图4 气体溶解速率对天然气吞吐生产指标的影响
参考文献
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