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，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，多元復(fù)合吞吐效果變差;④產(chǎn)量遞減速度加快。針對上述問題，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。目前國內(nèi)外對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)過程。先對1號水平井開始吞吐，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號井吞吐結(jié)束后，對2號井重復(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號水平井改為注入井，1號水平井改為生產(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號井初期產(chǎn)量較小。2號井初期產(chǎn)量較1號井要高，一方面是因?yàn)?號井前期加熱了油藏，使得后續(xù)注入蒸汽熱損失減少，更重要的是由于前期2號井采油過程的截止壓力較低。由于實(shí)際實(shí)驗(yàn)過程中產(chǎn)油截止壓力的不同造成了產(chǎn)油量的不同，因此對比分析了單位壓降下的產(chǎn)油量。

圖2 HDCS吞吐過程中采收率變化

從圖1b中可知，1號井第3～5個(gè)周期單位壓力產(chǎn)油量較高，2號井在投產(chǎn)后，其后續(xù)吞吐過程中單位壓力產(chǎn)油量差別較小，一直處于較高的水平，這與1號井的吞吐過程中先預(yù)熱了油藏，減少了2號井的熱損失有關(guān)。采收率與采油量變化趨勢相同，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吞吐過程中含水率變化

圖3為HDCS吞吐過程中含水率變化。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相同，均呈先下降后上升的趨勢，且綜合含水也是呈現(xiàn)先下降后上升的趨勢，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號井和2號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，無法滿足經(jīng)濟(jì)效益的需求。說明注入了大量蒸汽后，模型內(nèi)部的汽竄問題嚴(yán)重，僅依靠單純的注泡沫已經(jīng)無法達(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，說明升溫后進(jìn)行栲膠調(diào)剖取得了一定的效果，即溫度對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模型進(jìn)行了升溫。可見，栲膠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。說明栲膠加伴注泡沫的調(diào)剖方式對于嚴(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，首先對模型進(jìn)行了冷卻降溫。將模型直立，對內(nèi)部油砂進(jìn)行了取樣，并對樣品進(jìn)行坐標(biāo)編號。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，說明經(jīng)過多次調(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原油采收率的影響較大，因此實(shí)際儲層中，在其他因素允許的情況下，水平井應(yīng)盡量靠近儲層底部，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，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。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)盡量部署在儲層的下部，以充分利用蒸汽上覆和原油的重力作用。

(4)通過對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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