化學(xué)蒸汽驅(qū)不同溫度區(qū)域的驅(qū)油特征

劉晏飛，唐　亮，熊海云，徐太宗，劉繼偉，張紅梅

（1.中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠，河南南陽(yáng)473400；2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015）

化學(xué)蒸汽驅(qū)不同溫度區(qū)域的驅(qū)油特征

劉晏飛1，唐亮2，熊海云1，徐太宗1，劉繼偉1，張紅梅1

（1.中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠，河南南陽(yáng)473400；2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015）

針對(duì)勝利油區(qū)孤島油田中二北N g5稠油油藏蒸汽驅(qū)過(guò)程中驅(qū)油效率和波及效率低的問(wèn)題，進(jìn)行化學(xué)蒸汽驅(qū)不同溫度區(qū)域室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。依據(jù)不同的油藏溫度，將注入井至生產(chǎn)井之間劃分為蒸汽帶、凝結(jié)熱水帶和油藏溫度帶，從驅(qū)油效率和注入壓力2個(gè)方面研究3個(gè)不同溫度區(qū)域化學(xué)蒸汽驅(qū)的驅(qū)油特征。結(jié)果表明：在蒸汽帶和凝結(jié)熱水帶，起泡劑溶液產(chǎn)生的泡沫可以起到封堵多孔介質(zhì)中大孔道的作用，防止蒸汽汽竄和過(guò)熱水指進(jìn)，最佳起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%；蒸汽帶泡沫封堵作用較強(qiáng)，提高注入壓力4.0MPa，凝結(jié)熱水帶泡沫封堵能力減弱，提高注入壓力1.6MPa；在油藏溫度帶，起泡劑溶液和驅(qū)油劑溶液僅表現(xiàn)為表面活性劑驅(qū)油作用，其中驅(qū)油劑溶液起主要驅(qū)油作用，而起泡劑溶液的驅(qū)油作用相對(duì)較小。

稠油油藏 起泡劑 驅(qū)油劑 化學(xué)蒸汽驅(qū) 勝利油區(qū)

蒸汽驅(qū)開(kāi)采是稠油油藏蒸汽吞吐后最重要的提高采收率手段［1-2］，在中外已經(jīng)得到了大規(guī)模的應(yīng)用。通過(guò)不斷的創(chuàng)新和發(fā)展［3-9］，該項(xiàng)技術(shù)已可以適應(yīng)不同的油藏地質(zhì)條件，滿足油田開(kāi)發(fā)的需求。勝利油區(qū)采用以蒸汽、起泡劑、氮?dú)?、?qū)油劑作為驅(qū)替介質(zhì)的化學(xué)蒸汽驅(qū)，開(kāi)展先注起泡劑溶液、后注驅(qū)油劑溶液的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，提高了蒸汽驅(qū)波及效率和驅(qū)油效率［10-11］。在蒸汽由注入井向生產(chǎn)井的推進(jìn)過(guò)程中，依據(jù)不同的油藏溫度，注入井到生產(chǎn)井之間可劃分為蒸汽帶、凝結(jié)熱水帶和油藏溫度帶。為進(jìn)一步研究化學(xué)蒸汽驅(qū)過(guò)程中不同溫度區(qū)域的驅(qū)油特征，開(kāi)展相應(yīng)的室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，從驅(qū)油效率和注入壓力2個(gè)方面研究蒸汽帶、凝結(jié)熱水帶、油藏溫度帶的化學(xué)蒸汽驅(qū)特征，以期為礦場(chǎng)實(shí)踐提供參考。

1　實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)采用的起泡劑為DHF-1，驅(qū)油劑為WT，均為勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院研制。實(shí)驗(yàn)用油為煤油與勝利油區(qū)孤島油田中二北N g5稠油油藏脫水原油配制的模擬油，65℃原油粘度為2 100mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為模擬孤島油田地層水，礦化度為6 000mg/L，鉀鈉離子質(zhì)量濃度為3 100mg/L，鈣鎂離子質(zhì)量濃度為140mg/L，pH值為8.2。實(shí)驗(yàn)用氣為純氮?dú)?。?shí)驗(yàn)用巖心模型為將石英砂粉碎成60～120目粉末，裝入填砂管中制成，其氣測(cè)滲透率為2μm2，孔隙度為0.3。

實(shí)驗(yàn)儀器包括：DZFR-3型蒸汽發(fā)生器和自組裝化學(xué)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)裝置。

1.2實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟包括：①實(shí)驗(yàn)前進(jìn)行10MPa系統(tǒng)試壓，5 h壓力不下降為合格；②對(duì)系統(tǒng)抽真空10-3MPa，連續(xù)抽8 h；③將實(shí)驗(yàn)巖心模型飽和地層水，并根據(jù)吸水量，分別計(jì)算其孔隙體積和孔隙度；④對(duì)不同溫度區(qū)域恒溫5 h，將實(shí)驗(yàn)巖心模型飽和模擬油，使其含油飽和度接近原始含油飽和度（其值為68%），且均老化24 h；⑤根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)注入情況，模擬地層壓力為7.6MPa，進(jìn)行不同溫度區(qū)域化學(xué)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

1.3實(shí)驗(yàn)方法

蒸汽帶化學(xué)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)蒸汽帶化學(xué)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)方法為：①向巖心模型中注入蒸汽泡沫（由氮?dú)狻⒉煌|(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑溶液和蒸汽配制），注入體積為0.24倍孔隙體積，氣液比為1∶1；②以注入速度為2.0mL/min向巖心模型中注入290℃的蒸汽至不出油時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。

凝結(jié)熱水帶化學(xué)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)在凝結(jié)熱水帶共設(shè)計(jì)4套實(shí)驗(yàn)方案。方案1為驅(qū)油劑溶液—熱水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法為：①向巖心模型中注入1倍孔隙體積的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%的高溫驅(qū)油劑溶液；②進(jìn)行150℃熱水驅(qū)至不出油時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。方案2，3和4為熱水泡沫（由少量氮?dú)?、不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑溶液和熱水配制）—熱水—驅(qū)油劑溶液—熱水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法為：①向巖心模型中注入熱水泡沫，注入體積為0.24倍孔隙體積；②以注入速度為2.0mL/min向巖心模型中注入150℃熱水至不出油為止；③注入1倍孔隙體積的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%的高溫驅(qū)油劑溶液，隨后進(jìn)行150℃熱水驅(qū)至不出油時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。

油藏溫度帶化學(xué)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)在油藏溫度帶共設(shè)計(jì)4套實(shí)驗(yàn)方案。方案5為驅(qū)油劑溶液—水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法為：①向巖心模型中注入1倍孔隙體積的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%的高溫驅(qū)油劑溶液；②進(jìn)行65℃水驅(qū)至不出油時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。方案6，7和8為不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑溶液—水—驅(qū)油劑溶液—水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法為：①以注入速度為0.3mL/min向巖心模型中注入0.24倍孔隙體積不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑溶液；②以注入速度為2.0mL/min向巖心模型中注入65℃水至不出油為止；③注入1倍孔隙體積的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%的高溫驅(qū)油劑溶液，隨后進(jìn)行65℃水驅(qū)至不出油時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。

2　不同溫度區(qū)域驅(qū)油特征

2.1蒸汽帶

2.1.1驅(qū)油效率

當(dāng)蒸汽注入油藏后，在注入井周圍形成飽和蒸汽帶，該區(qū)域溫度達(dá)到蒸汽溫度，泡沫和蒸汽起到主要的驅(qū)油作用。由蒸汽帶驅(qū)油效率的變化（圖1）可知，當(dāng)起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.2%，0.3% 和0.6%時(shí)，驅(qū)油效率分別為63.2%，72.9%和73.4%；且起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高，對(duì)蒸汽的封堵作用越明顯，可以防止蒸汽過(guò)早竄出，驅(qū)油效率越高，但驅(qū)油效率的增幅逐漸減小。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在化學(xué)蒸汽驅(qū)過(guò)程中起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)不宜過(guò)高，最佳起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。

圖1　蒸汽帶驅(qū)油效率與注入體積的關(guān)系Fig.1　Relationship between oildisplacementefficiency and injection volume in steam zone

2.1.2注入壓力

注入壓力是表征起泡劑溶液封堵能力的重要參數(shù)。由蒸汽帶注入壓力與注入體積的關(guān)系（圖2）可知，當(dāng)注入體積小于1倍孔隙體積時(shí)，隨著注入體積的增加，注入壓力迅速增大，且起泡劑溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，注入壓力的增幅越大。當(dāng)起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，注入壓力增加了4.0MPa，表明注入起泡劑溶液后，提高了封堵壓差，對(duì)吸汽剖面具有調(diào)整作用。隨著蒸汽的持續(xù)注入，泡沫封堵作用減小，注入壓力降低，逐漸恢復(fù)至初始注入狀態(tài)。因此，在現(xiàn)場(chǎng)注入時(shí)，應(yīng)根據(jù)注入壓力的實(shí)際變化情況，段塞式注入起泡劑溶液，充分發(fā)揮泡沫的封堵作用，提高蒸汽波及效率。

圖2　蒸汽帶注入壓力與注入體積的關(guān)系Fig.2　Relationship between injection pressure and injection volume in steam zone

2.2凝結(jié)熱水帶

2.2.1驅(qū)油效率

隨著蒸汽向前推進(jìn)，蒸汽釋放熱量凝結(jié)形成凝結(jié)熱水帶，其蒸汽溫度和干度較低，氮?dú)廨^少。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖3）表明，方案1最終驅(qū)油效率為57.65%，使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.2%，0.3%和0.6%起泡劑溶液的3個(gè)方案最終驅(qū)油效率分別為76.34%，80.35% 和79.72%；比方案1分別提高了18.69%，22.70%和22.07%。由此可見(jiàn)，在凝結(jié)熱水帶，蒸汽雖然凝結(jié)為水，但氮?dú)獾拇嬖谔岣吡烁邷責(zé)崴菽尿?qū)油效率；在進(jìn)行熱水泡沫—熱水—驅(qū)油劑溶液—熱水驅(qū)實(shí)驗(yàn)時(shí)，凝結(jié)熱水帶驅(qū)油效率變化曲線在注入體積為2.4倍孔隙體積時(shí)出現(xiàn)上升趨勢(shì)，由于此時(shí)加入了驅(qū)油劑溶液，開(kāi)始進(jìn)行驅(qū)油劑溶液驅(qū)替，因此表明驅(qū)油劑溶液可以進(jìn)一步提高整體的驅(qū)油效率。

圖3　凝結(jié)熱水帶驅(qū)油效率與注入體積的關(guān)系Fig.3　Relationship between oildisplacementefficiency and injection volume in hotwater condensation zone

2.2.2注入壓力

在凝結(jié)熱水帶，進(jìn)行熱水泡沫—熱水—驅(qū)油劑溶液—熱水驅(qū)實(shí)驗(yàn)時(shí)，注入流體的溫度低于蒸汽帶，由于僅有少量氮?dú)?，因此注入壓力增幅明顯降低。當(dāng)起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，注入壓力最大增幅為1.6MPa（圖4），明顯低于蒸汽帶注入壓力增幅，且很快開(kāi)始下降，由此可見(jiàn)在凝結(jié)熱水帶泡沫的調(diào)剖作用減弱。在注入體積為2.4倍孔隙體積時(shí)，注入驅(qū)油劑溶液，注入壓力的變化幅度很?。荒Y(jié)熱水帶僅注入驅(qū)油劑溶液—熱水驅(qū)時(shí)，注入壓力最大增幅小于1MPa，且下降速度很快，表明驅(qū)油劑溶液僅具有一定的洗油作用，而沒(méi)有封堵作用。

圖4　凝結(jié)熱水帶注入壓力與注入體積的關(guān)系Fig.4　Relationship between injection pressure and injection volume in hotwater condensation zone

2.3油藏溫度帶

2.3.1驅(qū)油效率

在油藏溫度帶，蒸汽冷卻至原始地層溫度，由起泡劑溶液和氮?dú)猱a(chǎn)生的泡沫不能到達(dá)該區(qū)域，因此在油藏溫度帶主要進(jìn)行表面活性劑驅(qū)。起泡劑溶液和驅(qū)油劑溶液均為表面活性劑溶液，表面活性劑溶液可降低引起油滯留的毛管壓力，形成水包油型乳狀液，并通過(guò)流水的注入而被采出。表面活性劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大、段塞越多，最終驅(qū)油效率也越大。通過(guò)油藏溫度帶驅(qū)油效率與注入體積的關(guān)系（圖5）可以看出，在油藏溫度帶驅(qū)油劑溶液的驅(qū)油作用明顯高于起泡劑溶液的驅(qū)油作用，因此在油藏溫度帶，驅(qū)油劑溶液起到主要的驅(qū)油作用。

圖5　油藏溫度帶驅(qū)油效率與注入體積的關(guān)系Fig.5　Relationship between oildisplacementefficiency and injection volume in reservoir temperature zone

2.3.2注入壓力

從油藏溫度帶注入壓力與注入體積的關(guān)系（圖6）可以看出，注入起泡劑溶液時(shí)，注入壓力隨著注入體積的增加而迅速下降，且起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，注入壓力下降幅度越大，表明起泡劑溶液僅具有驅(qū)油作用。起泡劑溶液與巖心中的油形成水包油乳狀液，起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，形成乳狀液的粘度越小，其滲流阻力也越??；水驅(qū)和驅(qū)油劑溶液驅(qū)替后注入壓力稍有增加，但增幅很小。由未注入起泡劑溶液的注入壓力與注入體積的關(guān)系可知，注入驅(qū)油劑溶液時(shí)，注入壓力由8.1MPa降至7.8MPa；水驅(qū)后，注入壓力緩慢增至7.84MPa。

圖6　油藏溫度帶注入壓力與注入體積的關(guān)系Fig.6　Relationship between injection pressure and injection volume in reservoir temperature zone

3　結(jié)論

在化學(xué)蒸汽驅(qū)過(guò)程中，驅(qū)油劑溶液僅具有洗油作用，沒(méi)有封堵作用，主要作用于油藏溫度帶。起泡劑溶液在不同溫度區(qū)域的驅(qū)油特征不同。在蒸汽帶和凝結(jié)熱水帶，起泡劑溶液均可以起到提高波及效率的作用；起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，提高波及效率的能力越強(qiáng)；隨著距注入井距離的增大，起泡劑溶液的封堵能力減弱。在油藏溫度帶，起泡劑溶液僅起到表面活性劑驅(qū)油作用，相對(duì)于驅(qū)油劑溶液，起泡劑溶液的驅(qū)油作用較?。辉诂F(xiàn)場(chǎng)注入時(shí)，應(yīng)段塞式注入起泡劑溶液，最佳起泡劑溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，可提高注入壓力4.0MPa。

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編輯鄒瀲滟

Characteristicsof oildisp lacement in different temperature regionsof chem icalsteam flooding

Liu Yanfei1，Tang Liang2，Xiong Haiyun1，Xu Taizong1，Liu Jiwei1，Zhang Hongmei1

（1.No.2OilProduction Plant，Henan Oilfield Branch Company，SINOPEC，Nanyang City，Henan Province，473400，China；2.GeoscienceResearch Institute，ShengliOilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China）

Laboratory displacement experiment of chemical steam flooding in different temperature regions has been carried outbecause of low oil displacementefficiency and sweep efficiency of the steam flooding in ZhongerbeiN g5 ofGudao oilfield，Shenglipetroliferous province.There are three different temperature zones from the injection wells to the productionwells：steam zone，hotwater condensation zone and reservoir temperature zone.The displacement characteristics of the chemical steam flooding in different temperature regionswere studied from displacementefficiency and injection pressure. The results show that foam produced by foaming agent solution could plug big channel in porousmedia and prevent steam breakthrough and superheatingwater fingering in the steam zone and hotwater condensation zone.Injection pressure could be increased by 4.0MPa and 1.6MPa respectively at the bestmass fraction of foaming agent（0.3%）in the steam zone and hotwater condensation zone.In the reservoir temperature zone，the foaming agentand displacementagentonly actas surfactant floodingand the displacementagentplayed important role in the driving process.

heavy oil reservoir；foaming agent；displacementagent；chemicalsteam flooding；Shenglipetroliferous province

TE357.4

A

1009-9603（2015）03-0115-04

2015-03-02。

劉晏飛（1980—），女，四川彭州人，工程師，從事采油工藝技術(shù)研究工作。聯(lián)系電話：13838749913，E-mail：27631926@qq.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”（2011ZX05011）。