热采数值模拟

热采数值模拟研究
1 热采及模拟器简介
作为国内的稠油生产主要基地，辽河油田稠油开发热采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层等。

但截止到目前为止，蒸汽吞吐仍然是稠油生产的主要方式，蒸汽驱处于即将工业化推广阶段，而蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式则处于刚刚起步的现场试验阶段，火烧油层则尚未有成功的先例。

本书中着重针对蒸汽吞吐、蒸汽驱及SAGD 的方式热采数值模拟情况进行介绍。

油藏数值模拟是应用计算机研究油、气藏中多相流体渗流规律的新型数值模拟计算方法。

目前，国际上专业石油软件公司或国内著名研究机构都研制发布了具有版权的模拟器。

黑油、组分、热采模型已经日渐成熟，对应多种类型油气藏、不同的开发方式都可以进行相应的模拟研究。

稠油热采主力数值模拟软件主要有加拿大CMG公司STARS软件，美国SSI 公司THERM软件，清华大学NUMSIP软件。

其中STARS软件是目前国际上最为优秀的热采数值模型软件之一，在世界各国得到普遍应用。

CMG数值模拟软件由CMG（Computer Modelling Group Ltd）公司研制发布。

该软件基于面向用户的可视化窗口系统，对模型建立、运行和结果分析统一整合，构建油藏数值模拟研究平台。

与其它软件相比，具有以下两大独特点：
整合不同类型油藏，提供先进的窗口界面系统。

CMG软件主要分为以下六大部分，前处理Builder应用程序，后处理Results应用程序，IMEX模拟器，STARS模拟器，GEM模拟器，相态分析程序WinProp。

其中IMEX模拟器主要用于计算模拟注水开发油藏，STARS模拟器用于热采及化学采油油藏的数值模拟计算，GEM模拟器用于组分油气藏的模拟计算。

Builder、Results两大动态可视化系统为用户提供了强大的数据读取功能，使模拟计算的实际应用从大量的人工劳动中解放出来，极大的方便了用户。

CMG提供了先进的研究技术。

①可以完成复杂的工程分析：CMG软件可以对不同类型的油藏进行开发方式、井网井距、合理注入参数研究以及较为可信的开发指标预测，目前稠油油藏工程研究方法相对较少，而CMG软件的数值模拟方法为稠油油藏研究提供了的一种比较成熟可靠的方法。

②三维可视化显示：在模拟计算过程中，通过CMG软件的后处理程序，可以随时观察油藏注采情况及油藏内部动态变化，使油藏工程师掌握油藏开发的整个过程及地下情况。

③更好的有效开发油藏：通过数值模拟历史拟合计算，研究油藏剩余油动态变化、温度及压力变化，对已开发的和未开发的油气藏提高采收率提供有利依据，使勘探开发方面的投资得到充分的利用。

STARS是基于热平衡常数组合、化学反应和地质力学的油藏模拟软件，适用于采收环节的改进模型，包括注蒸汽、溶剂、空气和化学驱。

STARS是行业领先的模拟热采和其他先进工艺的油藏模拟软件。

它强大的反应动力学和地质力学使其成为最完整、最灵活的油藏模拟软件，在研究和实现复杂油气采收环节模拟中具有极大价值。

下面是STARS模拟的油藏工艺列表：
热采
•蒸气驱
•蒸汽吞吐
• SAGD -（蒸汽辅助重力驱油）
• ES -SAGD -（溶剂增强-蒸汽辅助重力驱油）
•热采VAPEX
•热水驱、热溶剂驱
•火烧油层（注空气）
- HTO 和 LTO（高温和低温氧化）
- THAI（Toe - to - Heel注空气）
•温差注水
化学驱
•泡沫、乳液和泡沫油
• ASP（碱的表面活性剂聚合物）驱
•微生物驱，VAPEX
地质力学
•压实和下沉，岩石破碎
•膨胀，变形
天然裂缝和水压裂缝储层建模
•双孔
- 多重连续作用域
- 纵向求精
•双渗
•结合美国Pinnacle技术公司的fracpropt裂缝设计软件
•结合裂缝技术有限公司的wellwhiz井、完井和裂缝设计软件
STARS的先进特性包括：
用户定义的反应动力学
STARS允许用户模拟反应动力学用于模拟涉及比例、温度和浓度的过程，譬如火烧油层或ASP驱。

相之间的物质传递一定程度上取决于流体的流动速度，可以用来模拟乳剂裂解和泡沫驱的形成。

STARS也可以模拟多个固体反应。

用户定义的组分公式
用户定义组分能够以三种流体相（油、气、水）和以一种非流体相（固体、吸附液体、俘获液体）之中的一种或全部形式出现。

每个组分可以是一个纯的化合物、几个化合物的组合、或者一系列连续分布的化合物。

一个组分也可以是物质的特定形式，如油相中的小气泡、用于模型特殊过程。

弥散组份模型
STARS中弥散组份／稳定弥散模型是指模拟一个组分悬浮于一个携带相之中。

这个模型用来模拟：
•聚合物和凝胶
•乳液和泡沫
•悬浮颗粒
•沥青沉淀、凝聚、沉降和堵塞
井模型-源／汇、半分析和离散化模型
完全的耦合井筒模型需要三个模型：
A 标准的源／汇模型
B 井内流体力学和热损失的半分析井眼模型
C 单一或双重循环流动的水平井离散化井筒模型：
- 长时间多次瞬变反应
- 粘滞压力降
- 多相流动
- 传热热流动
•多相注入-多流体注入
•分支井
网格功能选项
•基本网格选项：笛卡尔坐标、角点赋值、径向坐标和无固定结构的坐标
•笛卡尔坐标、角点坐标、径向坐标和混合坐标的局部网格加密（LGR）
•９点法和５点法
详尽的岩石流体交互作用定义
STARS能够模拟标准的相对渗透率和毛细管压力函数，也可以确定一系列岩石-流体数据，用于在局部的组份组成、界面张力及毛细管数之间插值。

岩石力学模型
•三维和二维岩石力学方程
•标准的弹性／塑性处理
•膨胀／再压实，压实／反弹
地表下沉／抬升，弹性／塑性变形
•变形，剪膨胀性
•应变硬化，井筒加载／卸载
•压实渗透率影响
•双渗体系中的岩石力学
2.数值模拟的基本过程
数值模拟研究的基本过程（软件研制人员）：
建立数学模型——即描述地下油、气、水及注入剂渗流规律的一组偏微分方程
数值模拟模型——对偏微分方程离散化、线性化
大型稀疏线性方程组解——直接解法和迭代法
计算机模型——将数值模型编成适合计算机求解的程序
模拟计算结果的可视化前后处理。

数值模拟研究的基本过程（应用人员）：
建立三维地质模型（构造、储层及其物性参数）
岩石、流体高压物性资料（相渗曲线、毛管压力曲线、PVT资料等）
井的属性、射孔状况、生产极限条件等
时间段的划分以及动态模型的建立
作业运行、模拟计算结果分析研究。

图数值模拟研究流程图
3.数值模拟技术的应用
在当前的开发形势下，如何准确描述剩余油的地下分布情况，并采取相对应的积极有效的调整措施是改善油田整体开发效果急待解决的一个难题。

而数值模拟方法是对新区产能预测及老区调整方式优化的一个重要手段，在稠油开发经验欠完善的条件下，利用油藏数值模拟方法可对区块进行储量核实、开采方式优选、井网井距优选、注采参数优化、调整方式研究、开发动态跟踪、开发指标预测等，已经成为油藏工程研究核心技术之一，在新区块开发部署、老区块综合调整、开发方式转换研究、新方式新技术的应用发挥着重要作用。

2.1数模技术在剩余油分布研究中的应用
不同于常规开采的稀油油藏，对于热采稠油油藏，由于开发过程中注入了蒸汽等热介质，因此在计算过程中更注重于油藏的能量交换问题，计算工作量由此而大幅度增加，迭代的收敛性明显降低。

在目前的技术条件下，对稠油区块整体模拟仍存在较大的难度，因此对于稠油油藏剩余油分布研究仍是基于物质守恒原理基础上的油藏工程计算方法。

为此针对不同类型的油藏，配合数值模拟油层动用状况选择合适的单井产量劈分方法则成为决定研究结果准确与否关键因素。

（1）层状油藏吞吐剩余油分布
对于层状油藏，稳定的隔夹层对油井的生产动态影响较大，油藏层间流体的交换难度显著增大。

油井的吸入及产出流体均基本上来自射开层位的本身，并且油藏动用程度的主要影响因素是油层有效厚度和储层的有效渗透率。

无论是数值模拟的研究结果还是现场的吸汽及产液剖面的检测结果均表明了这一点。

图层状油藏吞吐剩余油分布模拟场图
因此针对这类油藏，其单井产量劈分所采用的方法是基于射开井段地层系数Kh的方法，即：
p
n
i
i
i
i
i
pi
N
h
k
h
k
N⨯
⨯
⨯
=
∑
=1
)
(
（2）厚层块状油藏剩余油分布
厚层块状油藏油井的生产动态特征则明显区别于层状油藏，油井进入高轮次吞吐阶段以后，直井蒸汽超覆的现象极其严重，现场观察井的井温监测资料看，其蒸汽超覆的高度最大可达到30m以上。

油井的动用井段不再局限于射开的层位，若仍然沿用层状油藏的产量劈分方法势必将造成较大误差。

图块状油藏现场井温监测结果
为了寻求块状油藏剩余油分布研究的方法，通过数值模拟研究后发现，对于粘度较大的稠油油藏，在原始地层条件下原油基本不具备流动能力，只有在油藏被有效加热以后油层才能够得以有效动用。

块状油藏实际的油层动用厚度远远大于油井的射开井段。

依据数值模拟研究的结果，若将油层温度超过原油拐点温度作为判定其是否被动用的标准，则可计算出各单井的实际动用范围。

图块状油藏吞吐动用状况场图
按照研究精度的要求，依据各地质小层所占据的油井加热体积的比例可对其产量进行合
理劈分。

p
n
i
i
i
pi
N
V
V
N⨯
=
∑
=1
由此可得出单井控制小层剩余地质储量为
pi
i
ri
N
N
N-
=
其中
oi
o
o
i
i
B
S
h
d
N/
2ρ
ϕ⨯
⨯
⨯
⨯
=
利用上述方法对蒸汽吞吐开发方式下产量的劈分不仅考虑了油层温度升高对油井流入动态的影响，同时避免了因蒸汽超覆而带来的劈分误差。

因此是一种更适合于块状稠油油藏的剩余油研究方法。

（3）边底水油藏的水侵规律研究
对于边底水油藏，水侵规律研究是剩余油分布研究的重要内容之一。

通过数值模拟研究发现，边水油藏和底水油藏的水侵方式有着其各自的特征。

图块状底水油藏及层状边水油藏的水侵特点模拟图对于块状底水油藏，由于油井投产后产生压降漏斗，油层与底水之间产生垂向压差，压差随着离开井筒距离的增加而减小，导致水油界面的高度沿着侧向降低，呈现水锥的形状。

其水锥的底面半径小，仅与油井的加热半径相当，锥体倾角比较陡。

对于层状边水油藏，油藏层间动用程度的差异导致边水沿着某一单层或某几个单层逐步向油藏的主体部位侵入。

油井所处沉积相带、油藏层间非均质性及地层单层的亏空程度是造成边水侵入两大主要因素。

2.2数模技术在开发设计及调整中的应用
作为油藏工程设计的重要辅助手段之一，目前数值模拟技术在稠油老区综合调整、普通稠油水驱、蒸汽驱、非混相驱、蒸汽辅助重力泄油、特殊油藏的开发方案设计等稠油开发领域均得到了较广泛的应用。

针对各种不同的热采开发方式，模拟研究的侧重点有所不同，针对蒸汽吞吐的方式，影响开发效果的关键因素为周期注汽强度、注汽速度及注汽井底干度，对于蒸汽驱及SAGD的方式，转驱时机、注汽速度、注汽干度、采注比等操作参数是决定汽腔能否形成及整体开发效果的关键因素。

（1）蒸汽驱开发方案的设计与跟踪调整
齐40块是国内开展的首例中深层蒸汽驱试验重点工程，数值模拟技术在试验跟踪分析、发现和分析实施中存在的问题、及时提出调整措施和建议、确保试验获得预期效果等方面发挥了重要的作用。

总结起来主要体现在以下几方面：
①判断油藏的整体压力水平。

地层压力的高低是影响蒸汽腔的形成及扩展速度的重要因
素之一。

模拟显示，经过吞吐降压开采阶段，油藏平面上压力大幅降低，压力已经低于
4.0MPa，一般为3.2～3.4MPa，地层压力已满足汽驱方式对地层压力的要求。

②评估油藏的热连通情况。

油藏热连的形成是确保汽驱顺利进行的有力保障，因此认识油层的热连通状况是选择转汽驱时机的重要参考依据。

经过多年的蒸汽吞吐开采，油藏平均温度已由原始39.2℃上升到吞吐结束时的52.0℃，井间最低温度41.0℃。

总体上说，井间基本形成了热连通，达到预热油层的目的，为汽驱开采创造了条件。

图蒸汽吞吐结束后压力、温度场
③认清吞吐后油藏的剩余油分布，确认吞吐剩余油饱和度满足汽驱要求。

经过多年吞吐开采，平均含油饱和度由0.70下降到0.54。

其中近井地带加热区的剩余油饱和度为0.34～0.5，而井间地带剩余油饱和度一般在0.68左右，汽驱仍有一定的物质基础。

图蒸汽吞吐结束后含油、含水饱和度场
④辅助动态分析，计算窜流量。

由于试验区井距小，采出多，而外围区域井距大，采出量小，因而试验区内压降大，压力低（3.2～3.4MPa）；而试验区外围压降相对小，压力相对高（3.8～5.0MPa）。

吞吐阶段试验区边界发生窜流，流体从试验区外向试验区内部窜流，吞吐期间窜入试验区油量占累积产油量的13.9％。

⑤边水影响评估。

从模拟结果来看，东南部的边水体积很小，加上该区岩相岩性变化大，物性差，渗透能力低，因此对吞吐效果影响小。

⑥为汽驱动态跟踪调整提供依据及方法。

通过对试验进程动态跟踪拟合，及时发现或预测可能会出现的问题，并进行有针对性的调整措施优化。

通过模拟分析发现，蒸汽驱试验在生产过程中主要存在以下几个方面的问题。

首先油井的排液能力对汽驱效果影响较大，采注比一直没达到方案设计要求，由此造成的产量损失占配产方案油量的13.0%左右。

其次注入蒸汽的井底干度的高低是决定蒸汽驱能否成功的关键因素之一。

齐40块试验由于干度的影响引起的油量损失占总产量的3.3％。

第三是蒸汽的体积波及系数是蒸汽驱提高采收率的内在因素。

若将油层温度大于100℃的区域视为蒸汽波及区，根据数值模拟结果，注汽井井底温度已高达200℃左右，个别生产井井底温度达150℃以上，蒸汽波及范围占全井组的60%，纵向上汽驱波及系数为75%左右。

图莲II13含油饱和度和温度场
图莲II23含油饱和度和温度场
由于油藏非均质性造成驱替开发具有较大的不均衡性，必须在开发中不断调整，从蒸汽驱的热连通阶段、驱替阶段、突破阶段每个时期都伴随着汽驱的跟踪调整，而数值模拟在跟踪调整中起着举足轻重的作用。

到目前汽驱进入后期，蒸汽全面突破势必对汽驱方式进行调整，因此在前期数值模拟的基础上，连续汽驱、底部油层重点注汽、间歇汽驱、段塞式汽驱常温水驱等五种调整方式。

从各个方式累产油指标和油汽比来看以常温水驱效果最好，因此下步式推荐水驱，考虑到毗邻扩大试验，最终确定为邻近扩大试验的两个井组8-x26、9-x27井组转入间歇汽驱，间歇方式为注入2个月，停注1个月，8-25、7-26井组注入热水驱，目前现场正在实施。

（2）特－超稠油油藏SAGD方案设计与调整
曙一区的成功开发开创了国内外蒸汽吞吐方式开采中深层超稠油油藏的先河，但随着吞吐轮次的增加，油田开发效益下滑、接替技术不明确等问题成为困扰油田持续高效开发的又一难题。

通过大量的调研及其对该油藏的数值模拟优化研究，提出了一种适合于特超稠油油藏提高采收率的开发方式，即蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方式。

目前兴隆台油层已进入现场试验阶段，而本次针对的杜84馆陶油层即将进行开发方式的转换。

针对该试验过程中可能会出现的问题开展了有针对性数值模拟研究，提出了相应的调整意见。

利用数值模拟手段判定注采井间的热连通状况，结果认为由于水平井具有较强的端点效应，再加上前期直井动用的不均衡性，造成目前水平井中部仍有较长井段温度仍然较低，现状下转入SAGD生产势必造成汽腔难以连通而总体生产效果较差，因此在试验过程中应采取措施改善注采井间的热连通状况。

图 馆陶油层吞吐预热情况及SAGD 前景预测
针对该井区目前的实际动用及热连通情况，模拟对比了采用加密直井预热吞吐和加密水平井预热吞吐等多种方式改善目前方式下的油井温度连通情况。

图 井间加密水平井预热示意图
通过模拟对比井间加密斜水平井及不同长度水平井的吞吐预热效果，从结果看，斜水平井吞吐容易引起蒸汽的直接串流而难以见到吞吐效果，同样难以达到有效预热的目的。

对于辅助加热的水平井，当井段过长时注入蒸汽同样直接窜入到直井吞吐的低压区，而水平井段过短时则难以起到充分加热油层的目的，结果认为辅助加热的水平井合适的水平井段长度为90～120m 。

水平井段长度
m 吞吐周期 生产时间 d 累积注汽 t 累积产油 t 油汽比 60
2 421 2800 1828 0.65 100
2 421 4670 2271 0.49 150
2 421 7000 2815 0.40 100(斜水平井） 2 421 4670 9
3 0.02
60m 120m
图不同长度水平井预热效果对比图
尽管采用井间水平井加密的形式可以在一定程度改善油藏的热连通状况，但毕竟水平井利用水平井调整的难度相对较大，且投资相对较高。

为此本次模拟对比了利用直井强化预热的效果，结果认为直井相对水平井具有更大的优势。

首先利用直井在辅助预热的同时将来可转换为注汽井和观察井，另外从模拟计算的结果看当SAGD生产结束时，油藏的剩余油可得到更充分的动用。

因此为改善SAGD效果推荐采用水平井间直井观察井辅助注汽，采用这种开发方式预计其最终采收率可达到50％以上。

图直井辅助注汽SAGD整体动用状况场图
（3）稠油水驱+非混相驱开发方案设计
基于油品性质自身的特点，在辽河油田有相当数量的普通稠油油藏往往采取的是先吞吐后转入注水开发的形式，例如锦90块兴隆台油层、冷43块S32油层等。

正因为开发方式的多样性，这也给数值模拟的跟踪工作带来了难度，要求不仅要考虑热采的方式还得兼顾后期的水驱及其调整方式。

锦90块便是一个很好的例子，目前该块已经过了吞吐、水驱等方式，目前采用的是非混相驱的开发方式。

对于这个区块的方案设计及其跟踪调整，数值模拟的方法起到了其他方法难以替代的作用。

总结起来，主要体现在以下几个方面：
①从机理上分析非混相驱的原理及其水驱效率，对适合这种方式的油藏进行筛选。

从模拟结果看采用非混相驱的开发方式可以有效改善水驱的波及体积，使得因物性相对较差而难以动用的死油区得以有效开发。

图非混相驱前后油层的动用状况对比场图
②优选合理的转非混相驱时机。

因原油具有较强的消泡作用，结合室内物理模拟试验认为当油层的含油饱和度低于15％的情况下非混相驱才可以充分发挥其调剖的优势。

由此可见非混相驱可以作为水驱后期的调整手段进一步提高油藏的采收率。

过早的转入非混相驱只能造成大量化学药剂的无效注入，造成成本升高。

③定量计算非混相初期的吸附损失，确定合理经济的注入参数。

锦90块的试验动态跟踪过程中，针对试验初期存在封堵效果不尽理想的现象开展了数值模拟分析研究。

结果认为初期活性剂吸附损失过大，有必要调整注入浓度，现场实施见到了明显的效果改善。

在先导试验线对成功的基础上，目前该块已进入到工业化推广阶段。

（4）辅助水平井优化设计
近几年来，水平井技术在辽河油田稠油开采中取得了突飞猛进的发展，预计在十一五期间水平井将成为辽河油田保持相对稳产的重要技术支持之一。

数值模拟技术在水平井的优化设计及产量预测中起到了决定性的作用。

例如在块状边底水特超稠油油藏中，水平井部署的技术难点是确定其部署下限厚度及其合适的避底水厚度，数值模拟在这方面成分发挥了其技术优势，为部署决策提供了充足的依据。

通过研究认为，对于该类油藏，底水能量的大小及油水过渡带稠油氧化层对水平井的避水均具有较大的影响，地层水能量越大要求部署的下限厚度及避底水厚度越大。

稠油氧化带的粘度越高则水平井的避底水效果越好。

纵向位置优选
10000
11000
12000
13000
14000
15000
1600017000
18000
19000
20000
3035404550
55606570
避水厚度百分数 ％累积产油 t 100000mPa.s 150000mPa.s 50000mPa.s
图 水平井部署优化设计模拟示意图
3认识及下步工作方向
（1）认识
通过多年来数值模拟技术在辽河油田稠油油藏的应用过程中，充分发挥了该技术成本低、周期短、认识快、可重复性强等多方面的优势，是油藏开发过程中不可或缺，更是其它方法无法替代的一项重要技术。

截止到目前为止曾针对蒸汽吞吐、蒸汽驱、非混相驱、气汽段塞驱、SAGD 、火烧油层等多种稠油油藏的开发方式进行了模拟优化研究，形成了一套相对完整的稠油油藏的开发理论与经验，这也必将会对辽河油区乃至国内类似油藏的开发起到很好的推动作用。

（2）下步方向
随着油藏开发的深入进行，各项研究的精度要求将越来越高，面临稠油老区已进入吞吐开发中后期的严峻形势，建立数字化油田将是大势所趋，也是当前形势的迫切要求。

正因如此，如何有效改进稠油热采模型算法，并配合高档次计算设备的更新，实现稠油油藏的整体建模及数模一体化将是今后几年要努力解决的一个难题。