HDCS吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)物理模擬研究

王春智，李兆敏，劉 偉，李賓飛，李松巖

(1.中國(guó)石油大學(xué)，山東 青島 266580;2.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059)

引 言

勝利油田鄭411塊原油在油藏溫度下(68℃)地面脫氣原油黏度大于12×104mPa·s，油藏埋深為1 300～1 430 m，是典型的中深薄層超稠油油藏[1]。CO2與降黏劑輔助水平井蒸汽吞吐(HDCS吞吐)技術(shù)是一項(xiàng)改善超稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)效果的新技術(shù)，自2008年在勝利南區(qū)王莊油田鄭411塊有效實(shí)施以來(lái)，已取得了較好的開發(fā)應(yīng)用效果[2-7]。但隨著該區(qū)塊吞吐輪次的增加(各井吞吐輪次普遍已達(dá)到6個(gè)輪次)，也隨之面臨著以下幾個(gè)主要問(wèn)題:①多輪次吞吐后，近井地帶采出程度高，井間仍存在大量剩余油;②地層壓力下降幅度大;③排水期長(zhǎng)，多元復(fù)合吞吐效果變差;④產(chǎn)量遞減速度加快。針對(duì)上述問(wèn)題，HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)亟待轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，以進(jìn)一步提高超稠油油藏的開發(fā)效果和采收率。目前國(guó)內(nèi)外對(duì)于埋藏較深的薄層超稠油油藏在蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)技術(shù)的研究較少，為了能夠掌握蒸汽吞吐后期模型內(nèi)剩余油的分布情況，評(píng)價(jià)蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的可行性[8-10]，需要進(jìn)行大尺寸模型的吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究。

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置及材料

大型三維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置系統(tǒng)主要由大尺寸圓柱形物理模型、雙柱塞計(jì)量泵、蒸汽發(fā)生器、溫度傳感器、壓力傳感器、氣體流量計(jì)、壓力活塞容器、回壓泵以及平流泵等組成。物理模型的幾何尺寸為?500 mm×1 000 mm，均質(zhì)填砂模型孔隙度為38.21%。模型飽和油量為60.2 L，模型的初始含油飽和度為80.23%。填砂后插入2口水平井，長(zhǎng)度為80 cm，與模型轉(zhuǎn)軸處于同一水平線，分別距模型中心10 cm。

實(shí)驗(yàn)材料:采用勝利油田超稠油，60℃下地面脫氣原油黏度為145 169 mPa·s;SLKF油溶性降黏劑;CO2純度為99.9%;石英砂分別為20～40、40 ～60、60 ～80、80 ～100、100 ～120、120 ～150、150～200目;改性栲膠、蒸餾水等。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

第1階段模擬在油藏條件下的蒸汽吞吐生產(chǎn)過(guò)程。先對(duì)1號(hào)水平井開始吞吐，注入降黏劑20 mL，速度為2 mL/min;注入液態(tài)CO2100 mL，速度為2 mL/min;關(guān)井12 h;注入蒸汽1 000 mL，速度為15 mL/min;悶井5 h，開井采油;出口利用人工計(jì)量出油量、出水量。當(dāng)1號(hào)井吞吐結(jié)束后，對(duì)2號(hào)井重復(fù)上述步驟進(jìn)行吞吐，第1個(gè)吞吐周期結(jié)束。保存油樣并進(jìn)行組分分析。依次進(jìn)行上述吞吐過(guò)程，第6個(gè)吞吐周期結(jié)束后轉(zhuǎn)入HDCS驅(qū)替階段。HDCS吞吐階段結(jié)束后將模型中心的2號(hào)水平井改為注入井，1號(hào)水平井改為生產(chǎn)井，回壓設(shè)為5 MPa，進(jìn)入第2個(gè)生產(chǎn)階段，變?yōu)檎羝?qū)生產(chǎn)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 不同生產(chǎn)階段下的生產(chǎn)特征及分析

吞吐階段不同井產(chǎn)油量、產(chǎn)液量及采收率變化關(guān)系見圖 1、2。

圖1 HDCS吞吐井產(chǎn)油量及單位壓降產(chǎn)油量

由圖1a可知，1號(hào)井的前幾個(gè)吞吐周期產(chǎn)油量較低，這主要是由于前期地層內(nèi)溫度較低(68℃)，導(dǎo)致1號(hào)井初期產(chǎn)量較小。2號(hào)井初期產(chǎn)量較1號(hào)井要高，一方面是因?yàn)?號(hào)井前期加熱了油藏，使得后續(xù)注入蒸汽熱損失減少，更重要的是由于前期2號(hào)井采油過(guò)程的截止壓力較低。由于實(shí)際實(shí)驗(yàn)過(guò)程中產(chǎn)油截止壓力的不同造成了產(chǎn)油量的不同，因此對(duì)比分析了單位壓降下的產(chǎn)油量。

圖2 HDCS吞吐過(guò)程中采收率變化

從圖1b中可知，1號(hào)井第3～5個(gè)周期單位壓力產(chǎn)油量較高，2號(hào)井在投產(chǎn)后，其后續(xù)吞吐過(guò)程中單位壓力產(chǎn)油量差別較小，一直處于較高的水平，這與1號(hào)井的吞吐過(guò)程中先預(yù)熱了油藏，減少了2號(hào)井的熱損失有關(guān)。采收率與采油量變化趨勢(shì)相同，從圖2中可知，吞吐6個(gè)周期后，2口井的累計(jì)采收率為10.25%，與鄭411區(qū)塊實(shí)際采收率10.17%接近。

圖3 HDCS吞吐過(guò)程中含水率變化

圖3為HDCS吞吐過(guò)程中含水率變化。從圖3中可知，在2口井的吞吐階段，不同周期間含水率變化趨勢(shì)相同，均呈先下降后上升的趨勢(shì)，且綜合含水也是呈現(xiàn)先下降后上升的趨勢(shì)，含水率上升較快，從第3個(gè)周期以后含水率基本在80%以上。5個(gè)輪次以后含水率已達(dá)到85%，出現(xiàn)了蒸汽“突破”，此時(shí)模型中已開始形成了“汽竄”通道，使得蒸汽波及系數(shù)變小，從而降低了蒸汽吞吐的開發(fā)效果，達(dá)到了轉(zhuǎn)換開發(fā)方式接替蒸汽吞吐生產(chǎn)的時(shí)機(jī)。

6個(gè)輪次的蒸汽吞吐生產(chǎn)后生產(chǎn)方式轉(zhuǎn)換為蒸汽驅(qū)，以1號(hào)井和2號(hào)井分別作為注入井和生產(chǎn)井，同時(shí)為了改善蒸汽的波及程度，控制蒸汽的“汽竄”，從蒸汽驅(qū)的第3個(gè)生產(chǎn)周期開始進(jìn)行了泡沫和栲膠封堵的一系列實(shí)驗(yàn)，見表1。

表1 HDCS驅(qū)不同驅(qū)替周期內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對(duì)比第3、4周期可知，伴注泡沫的調(diào)剖效果要優(yōu)于先注入泡沫調(diào)剖的效果。但這2個(gè)周期其采出程度依舊不高，無(wú)法滿足經(jīng)濟(jì)效益的需求。說(shuō)明注入了大量蒸汽后，模型內(nèi)部的汽竄問(wèn)題嚴(yán)重，僅依靠單純的注泡沫已經(jīng)無(wú)法達(dá)到調(diào)剖效果。從第5個(gè)周期開始進(jìn)行栲膠的調(diào)剖封堵實(shí)驗(yàn)。第7個(gè)周期同樣進(jìn)行了栲膠調(diào)剖，但不同的是考慮到模型內(nèi)部溫度可能會(huì)影響栲膠的成膠效果，第7個(gè)驅(qū)替周期首先將模型內(nèi)部溫度升高至95℃，注入栲膠后關(guān)井24 h，再將模型溫度降低至68℃。第7個(gè)周期內(nèi)產(chǎn)油量沒有明顯升高，這是由于其蒸汽注入量(8.29L)約為前幾個(gè)周期蒸汽注入量(16 L)的50%左右，而采出程度比第5、6周期高，說(shuō)明升溫后進(jìn)行栲膠調(diào)剖取得了一定的效果，即溫度對(duì)于栲膠成膠效果有一定的影響。第8～10周期進(jìn)行了栲膠加蒸汽伴注泡沫的調(diào)剖方式，并且在注入栲膠前也對(duì)模型進(jìn)行了升溫?？梢姡嗄z加伴注泡沫的方式取得了較好的調(diào)剖效果，第8、9驅(qū)替周期內(nèi)采出程度增加明顯。說(shuō)明栲膠加伴注泡沫的調(diào)剖方式對(duì)于嚴(yán)重汽竄的模型仍具有良好的效果。

2.2 HDCS驅(qū)后原油分布規(guī)律分析

實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，首先對(duì)模型進(jìn)行了冷卻降溫。將模型直立，對(duì)內(nèi)部油砂進(jìn)行了取樣，并對(duì)樣品進(jìn)行坐標(biāo)編號(hào)。沿模型中心的水平方向，原油瀝青質(zhì)含量和分子質(zhì)量及含油率變化情況見圖4。

圖4 模型水平方向原油瀝青質(zhì)含量及分子質(zhì)量分布

從圖4可知，瀝青質(zhì)含量和分子質(zhì)量等值線分布呈相同的規(guī)律。2口井之間瀝青質(zhì)含量和分子質(zhì)量明顯低于井的外側(cè)部分，原因在于該區(qū)域的原油經(jīng)過(guò)吞吐和蒸汽驅(qū)多輪次降黏劑的影響最大。在水平井的趾端靠近外側(cè)區(qū)域?yàn)r青質(zhì)含量和分子質(zhì)量較高，說(shuō)明擴(kuò)散至該區(qū)域的降黏劑量較少。

圖5為模型水平方向含油率分布情況。由圖5可知，模型水平方向含油率的分布與瀝青質(zhì)含量和分子質(zhì)量分布特征類似。2口井之間的含油率明顯低于井的外側(cè)區(qū)域，在井的趾端部位存在一個(gè)含油率最低的區(qū)域，說(shuō)明經(jīng)過(guò)多次調(diào)剖后該區(qū)域原油采出率較高，在水平井的趾端吸液指數(shù)較高。在靠近水平井出口中間的部位，含油率較高，說(shuō)明在水平井的跟端，其吸液效果較差，需要進(jìn)一步改進(jìn)調(diào)剖措施。

圖5 模型水平方向含油率分布

為研究模型橫截面上原油的分布規(guī)律，分別沿水平井20、60 cm處做了水平面的模型截面，分析了含油率變化規(guī)律。發(fā)現(xiàn)距離注入井和采出井越近，油砂中含油率越低，基本上以2口井為中心，注入井附近含油率要略高于采出井附近含油率。同時(shí)模型上部含油率要低于模型下部的含油率，模型中后部60 cm處這一趨勢(shì)最為明顯。該結(jié)果驗(yàn)證了在同一垂面上蒸汽的上覆作用和原油重力對(duì)原油采收率的影響較大，因此實(shí)際儲(chǔ)層中，在其他因素允許的情況下，水平井應(yīng)盡量靠近儲(chǔ)層底部，以充分利用蒸汽上覆和原油的重力作用。

2.3 栲膠分布規(guī)律分析

最后一輪HDCS驅(qū)替過(guò)程中，在栲膠中混入了納米鐵，實(shí)驗(yàn)結(jié)束后在模型的不同深度位置進(jìn)行了取樣，檢測(cè)得到不同位置單位油砂中所含有的納米鐵含量，從而確定了地層中主要發(fā)生汽竄的位置以及栲膠的分布規(guī)律，詳見表2。

表2 模型不同部位示蹤劑分布

在模型內(nèi)中心垂面上，位于水平井中部上方的6號(hào)樣品其示蹤劑密度最高，該部位的栲膠量較多。總體看水平井上方示蹤劑的密度大于下方，即最后一個(gè)HDCS驅(qū)替周期中，注入的栲膠多進(jìn)入了水平井上部，尤其是水平井中部的上方區(qū)域。

3 結(jié)論

(1)蒸汽吞吐模擬實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際生產(chǎn)特征較吻合。2口井的產(chǎn)液量隨著吞吐周期數(shù)的增加也逐漸呈增加的趨勢(shì)，由于在吞吐后期產(chǎn)液的截止壓力相同，因此在吞吐后期2口井的產(chǎn)液量基本穩(wěn)定在同一水平。

(2)蒸汽驅(qū)驅(qū)替階段，驅(qū)替周期內(nèi)產(chǎn)油量及含水率基本均處在逐漸上升的趨勢(shì)。在驅(qū)替前期進(jìn)行泡沫調(diào)剖可取得一定的效果，但中期后單獨(dú)進(jìn)行的泡沫調(diào)剖則效果有限。利用前期栲膠加蒸汽伴注泡沫的調(diào)剖方式能夠取得良好的調(diào)剖效果。

(3)由于注入蒸汽的上覆及原油的重力作用，模型中水平井上部的原油首先被采出，導(dǎo)致模型內(nèi)上部含油率較低。驅(qū)替結(jié)束后，發(fā)現(xiàn)模型內(nèi)富集油區(qū)主要集中在模型的下部和靠近水平井跟部的區(qū)域。部分高滲區(qū)域降黏劑進(jìn)入量較多，但由于處于水平井下方，回采能量不足，導(dǎo)致該區(qū)域含油率較高。因此水平井布井時(shí)應(yīng)盡量部署在儲(chǔ)層的下部，以充分利用蒸汽上覆和原油的重力作用。

(4)通過(guò)對(duì)在油砂中的納米鐵分布規(guī)律的研究發(fā)現(xiàn)，栲膠主要集中于水平井模型上部，說(shuō)明該區(qū)域原油被大量采出，滲透率高于水平井下方的區(qū)域，轉(zhuǎn)驅(qū)之后變成了主要的蒸汽竄流通道。說(shuō)明栲膠能有效進(jìn)入含油飽和度較低的區(qū)域，起到良好的調(diào)剖作用。

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