王智林， 楊勝來， 馬銓崢， 雷 浩， 李 瀅， 孟 展， 陳 浩

(中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點實驗室，北京 102249)

?

稠油油藏蒸汽吞吐助排開發(fā)方案優(yōu)化研究

王智林， 楊勝來， 馬銓崢， 雷 浩， 李 瀅， 孟 展， 陳 浩

(中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點實驗室，北京 102249)

在稠油油藏蒸汽吞吐過程中加入有效的助排劑，能夠擴大蒸汽的波及體積和對蒸汽的竄流進(jìn)行調(diào)剖，解決吞吐開發(fā)過程中的地層能量下降和汽竄問題，改善吞吐的開發(fā)效果。以J油田D11區(qū)塊為研究目標(biāo)，開展了蒸汽吞吐助排開發(fā)方式的優(yōu)化研究。首先，對實驗選用發(fā)泡劑進(jìn)行靜態(tài)性能評價，證明其性能及適應(yīng)性良好的基礎(chǔ)上，開展了蒸汽混注不同流體的物理模擬實驗，對擬定的助排方式進(jìn)行了初步篩選。其次，通過數(shù)值模擬方法的優(yōu)選和經(jīng)濟效益的評價分析，結(jié)果表明蒸汽+發(fā)泡劑的吞吐方案的增油量最多，經(jīng)濟效益最好，優(yōu)選其為該區(qū)塊的最優(yōu)蒸汽吞吐助排方式。最后，對選定助排方式的注入?yún)?shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計，分別得到最大增油量和最大經(jīng)濟效益下的蒸汽吞吐助排方案。

稠油油藏； 蒸汽吞吐； 助排方式； 數(shù)值模擬

蒸汽吞吐的開采機理和技術(shù)措施決定了蒸汽吞吐開發(fā)總趨勢是逐步衰減的。在多輪次蒸汽吞吐開發(fā)中后期，由于吞吐開發(fā)自身的缺陷會導(dǎo)致一系列生產(chǎn)問題。隨吞吐周期的增加，周期產(chǎn)量、日產(chǎn)量及油汽比均逐漸降低[1]。針對蒸汽吞吐開發(fā)存在的問題，近幾年來，熱采技術(shù)的發(fā)展主要是應(yīng)用各種助劑改善吞吐效果。主要有：(1)注入蒸汽中加入非凝析氣，原油溶解氣體后體積膨脹，補充地層能量，擴大蒸汽波及體積[2-3]；(2)注入蒸汽中加入溶劑，溶劑會隨著蒸汽的移動而揮發(fā)，并隨著蒸汽的前緣移動，起到抑制黏性指進(jìn)的作用[4-5]；(3)注入蒸汽中加入高溫泡沫(表面活性劑)，具有較高視黏度的高溫泡沫可以改善油水流度比，對蒸汽的流動通道進(jìn)行封堵調(diào)剖，提高蒸汽的波及系數(shù)[6-7]；(4)注入蒸汽前注入聚合物，高濃度的聚合物溶液可以在長時間作用于高滲透帶，而不影響低滲透帶，起到良好的封堵效果，提高波及系數(shù)[8-9]。

本文針對注入蒸汽中添加高溫泡沫的助排方式，以J油田D11區(qū)塊為例，進(jìn)行了稠油油藏蒸汽吞吐助排開發(fā)方式優(yōu)化研究，探求改善D11區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)效果的有效措施，研究優(yōu)選了最佳助排方式、注入方式和注入?yún)?shù)。最優(yōu)助排方案的確定不僅為D11區(qū)塊的高效開發(fā)提供了理論指導(dǎo)，也為同類油藏的開發(fā)提供了借鑒意義。

1 物理實驗優(yōu)選助排方式

1.1 發(fā)泡劑靜態(tài)性能評價

物理實驗選用J油田前期工作中優(yōu)選的“S1”陰離子表面活性劑，該表面活性劑在前期的篩選研究中證明了與油田的地質(zhì)及油藏流體有良好的配伍性，同時具有良好的性能。

為保證泡沫有效地發(fā)揮作用，對實驗選用的發(fā)泡劑進(jìn)行了室溫下的靜態(tài)性能評價，包括pH、表面張力、發(fā)泡性、穩(wěn)定性、與地層水配伍性和油敏性的測定實驗。對發(fā)泡劑進(jìn)行pH和表面張力的測定實驗，實驗結(jié)果如圖1所示。

圖1 發(fā)泡劑在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的pH和表面張力

Fig.1 The pH value and surface tension of foaming agent under different concentration

由圖1可以看出，該發(fā)泡劑溶液呈弱酸性，且pH隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而有所減小。表面活性劑溶液存在一個臨界膠束濃度，處于該濃度下，溶液發(fā)泡性能和穩(wěn)定性最佳。由圖1還可以看出，該發(fā)泡劑溶液的表面張力遠(yuǎn)小于蒸餾水的表面張力72 mN/m，隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)從0.2%變化到1.0%，表面張力先減小后增加，保持在33 mN/m左右，具有較低的表面張力，泡沫穩(wěn)定性能較好。

泡沫的發(fā)泡性是指泡沫生成的難易程度和生成泡沫量的多少，對此進(jìn)行了發(fā)泡劑發(fā)泡性和穩(wěn)定性的測定實驗，測定結(jié)果如圖2所示。需要說明的是泡沫體積的測量使用高速攪拌的方法，使用100 mL溶液測量得到的泡沫體積，基于此方法得到了7組不同發(fā)泡劑溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的發(fā)泡體積。由圖2可以看出，該發(fā)泡劑溶液的最大發(fā)泡體積隨著發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而增大，當(dāng)發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.5%時，發(fā)泡體積達(dá)到一個最大值645 mL，對應(yīng)的發(fā)泡率為545%，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.5%之后，發(fā)泡劑發(fā)泡體積迅速下降，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.6%后，發(fā)泡體積變化較平緩，說明該發(fā)泡劑具有較好的發(fā)泡性，且在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時發(fā)泡能力最強。由圖2還可以看出，該發(fā)泡劑的半衰期隨著發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，先有較大幅度的增加，并在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時候達(dá)到最大值875 min左右，之后略微下降，變化幅度不大，證明該發(fā)泡劑具有較好的穩(wěn)定性，且在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時穩(wěn)定性最強。因為本文的物理模擬發(fā)泡過程中沒有使用穩(wěn)泡劑，因此半衰期875 min就是表面活性劑發(fā)泡后的半衰期時間。

圖2 發(fā)泡劑在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的發(fā)泡體積和半衰期

Fig.2 The foaming volume and half-life of foaming agent under different concentration

對發(fā)泡劑進(jìn)行地層水的配伍性實驗，水樣按照該區(qū)塊地層水的水樣分析數(shù)據(jù)配置，將發(fā)泡劑溶于配置好的地層水中。觀察到從配制第1 d到第6 d都沒有明顯的渾濁和沉淀現(xiàn)象，證明該發(fā)泡劑與該區(qū)塊的地層水配伍性良好。此外，對發(fā)泡劑進(jìn)行油敏性實驗，油樣取自該區(qū)塊的原油，實驗表明該發(fā)泡劑的發(fā)泡能力和泡沫穩(wěn)定性受到原油不同程度的影響，發(fā)泡體積略微下降，半衰期有所降低，證明該發(fā)泡劑具有一定的抗水敏能力。

綜合實驗結(jié)果表明，實驗選用的發(fā)泡劑具有良好的靜態(tài)性能及對該區(qū)塊的適應(yīng)性，可以作為助排劑用于該區(qū)塊的助排開發(fā)方式優(yōu)化研究。

1.2 蒸汽混注不同流體驅(qū)替效果對比

為探尋有效的蒸汽吞吐助排方式，在確定了實驗用發(fā)泡劑的基礎(chǔ)上，設(shè)計了9種單管注蒸汽混注不同流體的驅(qū)油實驗，研究不同流體與蒸汽混合驅(qū)替效果。實驗用油為J油田提供的原油，使用前經(jīng)過油水分離。實驗裝置為一維填砂管模型，填砂管長30 cm，內(nèi)徑2.5 cm，內(nèi)填石英砂，由80～120目和60～100目的石英砂按2∶1的比例混合。實驗填裝填砂管參數(shù)如表1所示。各實驗方案中的注入方式均為同時混注，例如蒸汽+氮氣+泡沫的方法為造泡后的氮氣及泡沫的混合物與蒸汽的同時注入。

表1 不同注蒸汽混注流體實驗方案

實驗測得單管注蒸汽混注不同流體的驅(qū)油效率和注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系如圖3所示。

圖3 蒸汽混注不同流體的驅(qū)油效率與注入 孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系曲線

Fig.3 The relationship between displacement efficiency of different injection experiments and injection pore volume multiple

注入蒸汽中加入氣體或發(fā)泡劑后，驅(qū)油效果明顯好于單純蒸汽的驅(qū)替效果。蒸汽混注氣體和泡沫既能增大蒸汽的波及體積，又能起到調(diào)剖封竄的作用，其助排作用使蒸汽的利用率有了極大的提高[10]。從圖3中可以看出，單管不同流體驅(qū)替的驅(qū)油效率從高到低的順序依次為：蒸汽+混合氣+發(fā)泡劑、蒸汽+自生氣(尿素)+發(fā)泡劑、蒸汽+氮氣+泡沫(管外發(fā)泡)、蒸汽+氮氣+發(fā)泡劑(管內(nèi)發(fā)泡)、蒸汽+自生氣(尿素)、蒸汽+發(fā)泡劑、蒸汽+混合氣、蒸汽+氮氣、蒸汽。根據(jù)對D11區(qū)塊的地質(zhì)特點、開發(fā)狀況及油層物性的分析，初步確定適合D11區(qū)塊的蒸汽吞吐助排開發(fā)方式有蒸汽+發(fā)泡劑吞吐、蒸汽+自生氣(尿素)+發(fā)泡劑吞吐和蒸汽+氮氣+泡沫吞吐。

2 數(shù)值模擬優(yōu)選助排方式

為了對初步確定的3種蒸汽吞吐助排開發(fā)方式進(jìn)一步優(yōu)選，運用數(shù)值模擬方法對3種助排方式的開發(fā)效果進(jìn)行了對比分析，優(yōu)選出適合D11區(qū)塊的最佳蒸汽吞吐助排開發(fā)方式。

2.1 模型建立及歷史擬合

通過對D11區(qū)塊的各項油藏地質(zhì)及流體參數(shù)進(jìn)行整理分析，確定了建立單井地質(zhì)模型所需的基本數(shù)據(jù)，對該區(qū)塊的DFP111井建立了地質(zhì)模型(見圖4)，根據(jù)油田提供的生產(chǎn)資料，對模型的累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)水量和累計產(chǎn)液量的生產(chǎn)歷史進(jìn)行了高精度的擬合。

2.2 不同助排方式開發(fā)效果對比分析

針對不同的助排方式進(jìn)行開發(fā)方案的編制，并運用數(shù)值模擬方法對不同方案的開發(fā)效果進(jìn)行預(yù)測計算，對比分析不同助排開發(fā)方式下的累計產(chǎn)油量及經(jīng)濟效益。

圖4 D11區(qū)塊DFP111地質(zhì)模型

Fig.4 The geological model of DFP111 well in D11 block

將歷史擬合部分作為吞吐第一周期，注汽強度為142 m3/d，井底蒸汽溫度為250 ℃，干度為0.54，注汽天數(shù)為8 d，燜井天數(shù)為7 d，第二輪次分別采用蒸汽、蒸汽+發(fā)泡劑、蒸汽+自生氣(尿素)+發(fā)泡劑和蒸汽+氮氣+泡沫的吞吐方式，注汽天數(shù)為10 d，燜井天數(shù)為7 d，井底蒸汽溫度及干度不變，注汽強度較第一周期遞增量為12%，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，注入速度為0.65 t/d；自生氣(尿素)的注入速度為0.6 t/d；氮氣的注入速度為1 800 m3/d(標(biāo))。對不同蒸汽吞吐開發(fā)方案的模擬計算結(jié)果統(tǒng)計如表2所示。由表2可以看出，吞吐周期結(jié)束時，累產(chǎn)油量從高到低的蒸汽吞吐助排開發(fā)方案依次為：蒸汽+發(fā)泡劑吞吐、蒸汽+自生氣(尿素)+發(fā)泡劑吞吐、蒸汽+氮氣+泡沫吞吐、單純的蒸汽吞吐。在蒸汽中添加發(fā)泡劑和氣體泡沫后，蒸汽吞吐的周期產(chǎn)油量有了顯著的增加，開發(fā)效果得到極大的改善。

因不同助排開發(fā)方式的經(jīng)濟成本存在差異，為從經(jīng)濟指標(biāo)上優(yōu)選出最佳的蒸汽吞吐助排開發(fā)方式，對各助排開發(fā)方案的經(jīng)濟效益進(jìn)行了對比分析，根據(jù)礦場實際情況，取原油價格為2 639元/m3，注蒸汽成本為60元/m3，注發(fā)泡劑成本為15 000元/t，注尿素成本為3 000元/t，注氮氣成本為3元/m3，不同開發(fā)方案的經(jīng)濟效益計算結(jié)果如表2所示。

表2 不同蒸汽吞吐開發(fā)方案的經(jīng)濟效益

綜上可知，在考慮增油量多少或是在考慮經(jīng)濟成本情況下，蒸汽+發(fā)泡劑的蒸汽吞吐助排開發(fā)方式能夠得到最多的增油量和最大的經(jīng)濟效益，故優(yōu)選其為該區(qū)塊的最佳蒸汽吞吐助排開發(fā)方式。

3 蒸汽吞吐助排注入?yún)?shù)優(yōu)化

確定了蒸汽+發(fā)泡劑吞吐為D11區(qū)塊的最佳蒸汽吞吐助排方式，在此基礎(chǔ)上，將歷史擬合部分作為蒸汽吞吐的第一周期，對該井吞吐第二周期的注入?yún)?shù)，包括注汽速度、周期注汽量、周期注汽遞增量和燜井時間進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計。

計算各方案的經(jīng)濟效益所用的各項材料成本及操作成本分別為：蒸汽(外雇鍋爐)121元/t，原油價格3 000元/t，發(fā)泡劑15 000元/t，注泡沫車7 000元/d，人員操作6 000元/d。

3.1 注汽速度

提高注汽速度有利于縮短油井停產(chǎn)時間，提高增產(chǎn)效果，且注汽速度降低，將導(dǎo)致井筒熱損失增加，井底蒸汽干度降低，吞吐開采效果變差。但油層本身的吸汽能力和破裂壓力，以及蒸汽鍋爐的最高工作壓力，也決定了注汽速度不能太高[11]。因此，注汽速度存在最優(yōu)值。結(jié)合現(xiàn)場的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，基于油田提供的注氣速度篩選范圍選擇了6組注氣速度進(jìn)行該參數(shù)的數(shù)值模擬優(yōu)選。設(shè)定第二周期的周期注汽量1 300 m3，燜井時間為6 d，注汽干度為0.6，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，注汽速度分別設(shè)定為86.66、92.86、108.33、130.00、162.50 m3/d和185.71 m3/d，數(shù)值模擬計算結(jié)果及經(jīng)濟效益計算結(jié)果如圖5所示。由圖5可以看出，在考慮產(chǎn)量和經(jīng)濟成本情況下，方案5的累增油量最多，經(jīng)濟效益最好，即最佳注汽速度為162.50 m3/d。

3.2 周期注汽量

一般周期注汽量越大，加熱范圍越大，產(chǎn)量越高。但注汽量過大，加熱體積增加速度減緩，產(chǎn)量增幅減小，吞吐油汽比降低。此外，周期注汽量過大，井底壓力的增高會影響有效地提高蒸汽干度，注汽時間長可能導(dǎo)致井間干擾[11]。因此，周期注汽量存在最優(yōu)值。設(shè)定第二周期的注汽速度為130 m3/d，燜井時間為6 d，注汽干度為0.6，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，注汽天數(shù)分別設(shè)定為8、9、10、12、13 d和15 d，對應(yīng)周期注汽量分別為1 040、1 170、1 300、1 560、1 690 m3和1 950 m3，數(shù)值模擬計算結(jié)果及經(jīng)濟效益計算結(jié)果如圖6所示。由圖6可以看出，在只考慮產(chǎn)量的情況下，方案6的累增油量最多，即最佳周期注汽量為1 950 m3，但在考慮經(jīng)濟成本的情況下，方案2的經(jīng)濟效益最好，即最佳周期注汽量為1 170 m3。

圖5 不同注汽速度吞吐助排方案的累增油量和經(jīng)濟效益

Fig.5 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different steam injection rate

圖6 不同周期注汽量吞吐助排方案的累增油量和經(jīng)濟效益

Fig.6 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different cyclic steam injection volume

3.3 周期注汽遞增量

蒸汽吞吐周期注汽量一般采用遞增方式，即后一周期按前一周期注汽量的百分?jǐn)?shù)遞增注入，以保證各周期內(nèi)加熱半徑持續(xù)增長，提高蒸汽的利用率。對于特定的油藏，遞增百分?jǐn)?shù)的確定應(yīng)根據(jù)油藏實際情況而定[12]。設(shè)定第二周期的注汽速度為130 m3/d，周期注汽量為1 300 m3，燜井時間為6 d，注汽干度為0.6，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，第三周期的周期注汽量分別設(shè)定為1 326、1 339、1 365、1 391、1 430 m3和1 456 m3，對應(yīng)周期注汽遞增量分別為2%、3%、5%、7%、10%和12%，數(shù)值模擬計算結(jié)果及經(jīng)濟效益計算結(jié)果如圖7所示。由圖7可以看出，周期注氣增量越高，則累增油量越高，這與現(xiàn)有理論認(rèn)識也是一致的。那么在考慮產(chǎn)量和經(jīng)濟成本情況下，10%增量方案處出現(xiàn)了明顯的曲線拐點。因此綜合經(jīng)濟效益的考慮和現(xiàn)場的注入能力認(rèn)為最佳周期注汽遞增量為10%。

Fig.7 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different stepwise increasing cyclic steam injection volume

3.4 燜井時間

燜井的目的是使注入到油層中的潛熱充分釋放，若燜井時間過短，注入的熱量不能得到充分釋放；若燜井時間過長，頂?shù)咨w層的熱損失會增加[13]。因此，燜井時間存在最優(yōu)值。設(shè)定第二周期的注汽速度為130 m3/d，周期注汽量為1 300 m3，燜井時間為6 d，注汽干度為0.6，發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，燜井時間分別設(shè)定為2、3、4、5、7和8 d，數(shù)值模擬計算結(jié)果及經(jīng)濟效益計算結(jié)果如圖8所示。由圖8可以看出，在考慮產(chǎn)量和考慮經(jīng)濟成本情況下，方案3的累增油量最多，經(jīng)濟效益最好，所以最佳燜井時間為4 d。

圖8 不同燜井時間吞吐助排方案的累增油量和經(jīng)濟效益

Fig.8 The accumulated increasing oil production and economic benefits of different soak time

4 結(jié)論

(1) 在蒸汽中加入不同的助劑能夠有效的解決蒸汽吞吐開發(fā)存在的問題，改善蒸汽吞吐的開發(fā)效果。本文主要研究在蒸汽中添加泡沫的助排方式，實驗證明蒸汽混注泡沫后能顯著提高蒸汽的利用率，有效地改善蒸汽吞吐的開發(fā)效果。

(2) 根據(jù)D11區(qū)塊的實際情況，設(shè)計了多種蒸汽吞吐助排開發(fā)方案，運用物理模擬手段進(jìn)行初步篩選，再通過數(shù)值模擬方法的優(yōu)選和經(jīng)濟效益的評價分析，最終優(yōu)選出蒸汽+發(fā)泡劑吞吐為適合該區(qū)塊的最佳蒸汽吞吐助排方式。

(3) 對優(yōu)選的蒸汽吞吐助排開發(fā)方式進(jìn)行了各項注入?yún)?shù)的優(yōu)化研究，通過對比不同注入?yún)?shù)方案的增油量和經(jīng)濟效益，得到最佳的注入?yún)?shù)，進(jìn)而得到最優(yōu)的蒸汽吞吐助排開發(fā)方案。

[1] 胡新正. 曙光油田杜229塊蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)試驗技術(shù)[J]. 特種油氣藏, 2009, 16(5):61-64.

Hu Xinzheng. Experimental study on converting to steam flooding after cyclic steam stimulation for Du 229 block in Shuguang oilfield[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2009, 16(5):61-64.

[2] 田仲強, 李淑蘭, 王志敏, 等. 注蒸汽加氣體開采稠油技術(shù)室內(nèi)研究與現(xiàn)場試驗應(yīng)用[J]. 油田化學(xué), 2002, 19(1):47-50.

Tian Zhongqiang, Li Shulan, Wang Zhimin, et al. Gas/steam injection for heavy oil recovery: Laboratory study and field trial uses[J]. Oilfield Chemistry, 2002, 19(1):47-50.

[3] 王喜全. 氮氣助排在冷42塊提高蒸汽吞吐效果上的應(yīng)用[J]. 鉆采工藝, 2005, 28(1):56-57.

Wang Xiquan. Application of nitrogen injection technique in process of steam soaking of Leng 42 block[J]. Drilling & Production Technology, 2005, 28(1):56-57.

[4] 高永榮, 劉尚奇, 沈德煌, 等.超稠油氮氣、溶劑輔助蒸汽吞吐開采技術(shù)研究[J]. 石油勘探與開發(fā), 2003, 30(2):73-75.

Gao Yongrong, Liu Shangqi, Shen Dehuang, et al. Study on N2and solvent assisted steam stimulation in a super-heavy oil reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003, 30(2):73-75.

[5] 李牧, 馬達(dá)波, 邊芳霞. 冷家堡油田稠油蒸汽加溶劑吞吐試驗[J]. 特種油氣藏, 1995, 2(2):48-53.

Li Mu, Ma Dabo, Bian Fangxia. Experiment on heavy oil steam simulation with solvent adding in Lengjiapu oilfield[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 1995, 2(2):48-53.

[6] 曹嫣鑌, 劉冬青, 唐培忠, 等. 泡沫體系改善草20區(qū)塊多輪次吞吐熱采開發(fā)效果技術(shù)研究[J]. 石油鉆探技術(shù), 2006, 34(2):65-68.

Cao Yanbin, Liu Dongqing, Tang Peizhong, et al. Improving multiple steam stimulation effects with foam fluids[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2006, 34(2):65-68.

[7] 馮岸洲, 張貴才, 葛際江, 等.表面活性劑體系改善稠油油藏注蒸汽開發(fā)效果研究進(jìn)展[J]. 油田化學(xué), 2012, 29(1):122-127.

Feng Anzhou, Zhang Guicai, Ge Jijiang, et al. Research progress of surfactant system improved steam stimulation effect of heavy oil[J]. Oilfield Chemistry, 2012, 29(1):122-127.

[8] 紀(jì)文娟, 戴彩麗, 張志武, 等.蒸汽深部封竄用熱觸變聚合物-黏土復(fù)合體系性能研究[J]. 油田化學(xué), 2011, 28(2):172-176.

Ji Wenjuan, Dai Caili, Zhang Zhiwu, et al. Composite system of thermal thixotropic polymer and clay for indepth channel plugging of steam huff puff viscous oil wells[J]. Oilfield Chemistry, 2011, 28(2):172-176.

[9] 戴彩麗, 紀(jì)文娟, 姜漢橋, 等. 用于稠油蒸汽吞吐井深部封竄的熱觸變體系的性能試驗[J]. 中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2010, 34(4):167-171.

Dai Caili, Ji Wenjuan, Jiang Hanqiao, et al. Performance experiment on thermal thixotropic system for deep channeling plugging in steam huff and puff wells[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2010, 34(4):167-171.

[10] 曹正權(quán), 馬輝, 姜娜, 等. 氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)在孤島油田熱采井中的應(yīng)用[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2006, 13(5):75-77.

Cao Zhengquan, Ma Hui, Jiang Na, et al. Application of nitrogen-foam profile control technology in thermal recovery wells of Gudao oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2006, 13(5):75-77.

[11] 張銳, 朱匯, 梁人初, 等. 稠油熱采技術(shù)[M]. 北京:石油工業(yè)出版社, 1999:337-341.

[12] 王春智，李兆敏，李松巖，等.耐高溫強化泡沫體系提高超稠油油藏采收率研究[J]. 石油化工高等學(xué)校學(xué)報，2016，29(1)：14-20.

Wang Chunzhi， Li Zhaomin， Li Songyan， et al. Enhancing super extra-heavy oil recovery by using high temperature resistant enhanced foam system[J]. Journal of Petrochemical Universities,2016，29(1)：14-20.

[13] 劉慧卿, 楚圣臣, 許衛(wèi)國, 等.蒸汽吞吐井合理燜井時間的理論依據(jù)[J]. 石油鉆采工藝, 2004, 26(1):62-64.

Liu Huiqing, Chu Shengchen, Xu Weiguo, et al. Reasonable soaking time for steam stimulation wells[J]. Drilling & Production Technology, 2004, 26(1):62-64.

(編輯 王亞新)

Optimization Study on Cleanup Scheme of Steam Stimulation in Heavy Oil Reservoirs

Wang Zhilin, Yang Shenglai, Ma Quanzheng, Lei Hao, Li Ying, Meng Zhan， Chen Hao

(KeyLaboratoryforPetroleumEngineeringoftheMinistryofEducation,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China)

Mixing effective cleanup additive agent with steam can improve the production performance of steam stimulation in heavy oil reservoirs, because it can expand the swept volume of steam and play a role of profile control, and then solve the problems of formation energy dropping and steam channeling. The optimization study on cleanup scheme of steam stimulation was studied taking the D11 block in J oilfield to be the research object. Firstly, the results of static performance evaluation indicated that the selected foaming agent served good performance and adaptability to this block, and then the proposed cleanup patterns were preliminarily screened through physical simulation experiments in which various additives were injected with steam simultaneously. Secondly, next screening tests were carried out with the numerical simulation method and the economic benefits analysis, and the results showed that the foaming agent assisted steam stimulation has the most increased oil and the best economic benefit, which was the best preferable cleanup pattern of steam stimulation for this block. Finally, the optimum schemes of selected cleanup pattern with the most increased oil and the best economic benefit were obtained respectively by optimal designing of injection parameters. This study provided a way to improve the development effect of steam stimulation in this block, and was helpful for the development of similar reservoirs.

Heavy oil reservoir; Steam stimulation; Cleanup assisted method; Numerical simulation

1006-396X(2016)05-0054-06

2016-06-28

2016-07-07

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)” 子課題“蘇丹3/7區(qū)高凝油油藏高效開發(fā)技術(shù)”資助(2011ZX05032-002)。

王智林(1988-)，男，博士研究生，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E-mail：wangzhilin87@163.com。

楊勝來(1961-)，男，博士，教授，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E-mail：yangsl@cup.edu.cn。

TE345

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.009

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn