泡沫油衰竭開采后續水驅提高采收率實驗研究

李兆敏，王 鵬，鹿 騰，王壯壯，李松巖，劉尚奇，李星民

(1.中國石油大學石油工程學院，山東青島266580;2.中國石油勘探開發研究院，北京100083)

在委內瑞拉及加拿大等地區，一些稠油油藏在衰竭開采過程中產油迅速，且所獲得的一次采收率遠高于理論預期［1］。一般認為，溶解氣驅過程中形成的泡沫油流是產生這種現象的主要原因［2-6］。泡沫油流是氣相以小氣泡形式分散在油流中而形成的一種獨特的流動形態，由于稠油的黏度高，氣泡難以聚并形成連續相，這樣既降低了氣相流度又增加了油相流度［7-8］，使得溶解氣驅過程中不易發生氣竄，因此顯著提高了溶解氣驅采收率。在這類油藏中，盡管一次采收率較高，在溶解氣驅結束后，地層中仍有大量剩余油存在［9-11］。因此開采過程中采取相應措施充分發揮泡沫油流的優勢，從而進一步提高采收率具有重要意義。水驅普遍應用于常規油藏的二次開采中。由于稠油黏度大，易發生嚴重指進現象，對于稠油油藏水驅效果差［12-14］，但因開發成本低，在部分稠油油藏也有所應用［15-18］。筆者通過物理模擬實驗，研究水驅對泡沫油衰竭開采后采收率的提高程度，分析不同轉驅壓力、水驅速度對提高采收率的影響，并對水濕性多孔介質中見水后稠油水驅機制進行討論。

1 實驗

1.1 實驗條件

實驗測試油樣采用委內瑞拉某區塊地面脫氣原油，脫氣原油密度為1 016 kg/m3，54℃下原油黏度為14491 mPa·s。溶解氣模擬現場溶解氣，采用二氧化碳與天然氣混合氣體，體積分數分別為18%和82%。實驗所用活油油樣使用高溫高壓配樣器配制，高于泡點壓力條件下呈單一液相，溶解氣油比為18，54℃下泡點壓力為6.12 MPa。

1.2 實驗方法

圖1 實驗流程圖Fig.1 Workflow of waterflooding experiment

1.2.1 轉驅壓力影響實驗

分別在衰竭至不同壓力下進行水驅物理模擬實驗。實驗流程圖如圖1所示，實驗步驟為:①根據泡點壓力及溶解氣油比在配樣器中配制活油;②使用石英砂制作水濕性填砂管模型，稱取模型干重，抽真空4h;③飽和水，測量巖心滲透率，稱取濕重，計算孔隙度;④將巖心放置恒溫箱中恒溫4 h后飽和油，溫度設置為54℃，回壓設置為8 MPa(回壓大于原油泡點壓力)，根據出水體積計算初始含油飽和度;⑤將模型恒溫4 h后模擬稠油衰竭式開采過程，逐漸降低回壓，壓降速度設置為0.1 MPa/min，記錄實驗過程中產油量和壓力隨時間的變化關系;⑥衰竭至實驗設定壓力時保持回壓不變，轉為水驅，驅替至3 VP(VP為孔隙體積)實驗結束，水驅速度設置為0.5 mL/min，記錄注水過程中產油量、產水量和注入壓力隨注入體積的變化關系。

1.2.2 水驅速度影響實驗

根據轉驅壓力實驗結果，在最佳轉驅壓力下分別進行不同水驅速度的水驅物理模擬實驗。水驅速度分別設置為 0.01、0.10、0.50 和 2.50 mL/min，記錄實驗過程中產油量、產水量及注入壓力隨注入體積的變化關系。

2 實驗結果分析

2.1 轉驅壓力影響

通過一維巖心水驅物理模擬研究了轉驅壓力對開發效果的影響，各組實驗參數及實驗結果分別如表1、2所示。

表1 實驗填砂管模型數據Table 1 Experiment data of sand packs

實驗1-1中轉驅壓力為0 MPa，完整地模擬了稠油溶解氣驅過程，通過該組實驗可以較好地觀察泡沫油流特征。圖2為實驗1-1溶解氣驅過程中采收率及累積生產氣油比隨系統平均壓力的變化關系。從圖2中可以看出，溶解氣驅過程可分為3個階段［19］。原始壓力至泡點壓力為第一階段，由于壓力高于泡點壓力，沒有溶解氣析出，為單相滲流階段，依靠原油彈性能產油，產油速度緩慢，累積生產氣油比接近原始溶解氣油比;泡點壓力至3.1 MPa為第二階段，該階段中溶解氣析出，但由于高的原油黏度，氣相無法發育成連續相，以小氣泡形式分散在油相中，形成獨特的泡沫油流形態［2-3］，因此產油速度迅速上升，累積生產氣油比緩慢增加;在3.1 MPa處累積生產氣油比曲線出現拐點，該點所對應壓力即為擬泡點壓力［20］，當系統壓力低于擬泡點壓力時，分散在油相中的氣泡發生聚并，并逐漸發育成連續氣相，形成氣竄通道，產油速度顯著降低，累積生產氣油比迅速增加。通過以上分析可知，泡沫油流階段是稠油溶解氣驅過程中的主要產油階段，在這一階段的采出程度占最終一次采收率的90.91%。這是由于泡沫油擬泡點壓力比泡點壓力低，臨界氣相飽和度較高，一般可達8% ～9%［3］，減緩了氣體的釋放，地層壓降速度降低，使得氣體在原油中的滯留時間更長，這樣既降低了氣相的流度，不易發生氣竄，又增大了油相的流度，從而更加有利于原油的采出。而泡沫油的形成存在一定的壓力范圍，因此，合理地選擇轉驅壓力進行注水，從而充分發揮泡沫油流的優勢對于該類油藏的開采具有重要意義。

表2 不同轉驅壓力下水驅實驗結果Table 2 Waterflooding experiment results under different pressures at injection timing

圖2 水驅采收率及累積生產氣油比隨系統平均壓力變化關系Fig.2 Waterflood recovery and gas oil ratio vs.average pressure

圖3 采出程度隨轉驅壓力變化關系Fig.3 Different kinds of recovery vs.pressure at injection timing

圖3為各組實驗采出程度隨轉驅壓力的變化關系。從圖3可以看出，溶解氣驅采出程度隨轉驅壓力降低而逐漸升高。當轉驅壓力高于3.1 MPa時，溶解氣驅采出程度隨轉驅壓力降低而迅速升高;當轉驅壓力低于3.1 MPa時，溶解氣驅采出程度隨轉驅壓力降低變化較小。這與一個完整的溶解氣驅過程規律相符，表明各組實驗具有很好的一致性。

從圖3看出，水驅采出程度隨轉驅壓力的升高呈階梯式增長規律。首先，在6.2～4.6 MPa范圍內，水驅采出程度隨壓力的降低而迅速降低。這可能是由于在這一階段的泡沫油流處于發育階段，壓力的降低使得分散在油相中的氣泡逐漸變多變大［19］。

式中，σ為油氣界面張力，N/m;r1和 r2為氣泡的曲率半徑，m。

當氣泡小于孔喉直徑時，對油相的封堵作用較小，隨著壓力的降低氣泡逐漸增大，氣泡通過孔喉時發生的賈敏效應對油相產生的阻力增大。這導致了更加不利的水油流度比，因此注入水更易發生水竄，形成水流通道，導致水驅采收率迅速減小。在4.6～3.1 MPa時，泡沫油流發育成熟，分散氣泡的大小與數量趨于穩定，氣泡的封堵作用對壓力的敏感程度下降，因此在這一轉驅壓力范圍內水驅采收率隨壓力降低變化較小。當壓力低于擬泡點壓力時，分散在油相中的氣泡逐漸合并形成連續相，并逐漸發育成氣竄通道，注入水會沿滲流阻力較低的氣竄通道發生竄流，導致水驅采收率隨壓力的下降而迅速降低。但隨著壓力的繼續降低，氣竄通道逐漸發育成熟，水驅采收率隨壓力的變化逐漸減小。

通過分析可知，水驅可以在溶解氣驅的基礎上進一步提高采收率。溶解氣驅采收率隨轉驅壓力的降低而逐漸增大，水驅采收率隨轉驅壓力的降低而逐漸減小，總采收率在3.1 MPa時達到最高值，也就是近似在擬泡點壓力處的開發效果最好。這是由于當轉驅壓力較高時，無法充分發揮溶解氣驅中泡沫油的優勢。當轉驅壓力較低時，氣體已經發育成連續氣相，注入水容易在氣竄通道內發生竄流。

圖4為不同轉驅壓力下注采壓差隨注入體積的變化關系。在注入水到達產出端之前，由于油水流度比大，水的注入速度大于油的產出速度，注采壓差首先隨注入體積逐漸升高。當注入水突破時，注采壓差達到峰值，之后逐漸降低并趨于平穩，說明此時水竄通道已經形成。從圖4可以看出，轉驅壓力越低，最高注水壓差越低，注入水突破時間越早。這表明轉驅壓力越低，氣相連續程度越高，對水的滲流阻力越低，越利于水的突破。圖5為各轉驅壓力下含水率隨注入體積的變化關系。從圖5中可以看出，轉驅壓力越高，見水時刻含水率越低，含水率上升速度越慢。分析其原因可能是由于轉驅壓力影響了孔喉結構中的油氣分布，因此改變了水驅穩定性，使得見水時間、見水時刻含水率及含水率上升速度不同，進而影響水驅采收率。此外，轉驅壓力越高，溶解氣驅采收率越低，地層中有更多的油未被采出，這也是造成后續水驅采收率隨轉驅壓力升高而增大的一個主要原因。

圖4 各轉驅壓力下注采壓差對比Fig.4 Pressure drop comparison under different pressures at injection timing

圖5 各轉驅壓力下含水率變化對比Fig.5 Water cut comparison under different pressures at injection timing

表3為各個轉驅壓力下采出程度隨含水率的分布情況。從表3中可以看出，轉驅壓力低于擬泡點壓力(3.1 MPa)時，大部分油均在高含水期產出，而轉驅壓力高于擬泡點壓力時高含水期產油量所占比重相對較小。對比可見，含水率低于90%時，采收率隨轉驅壓力升高而增大，且增大幅度較為明顯;而含水率高于90%時，轉驅壓力對采收率的影響則不明顯。這說明轉驅壓力對水驅采收率的影響主要作用在高含水期前，對于高含水期影響較小。

表3 不同轉驅壓力下的采收率隨含水率分布情況Table 3 Waterflooding recovery vs.water cut under different core pressure at start of injection

2.2 水驅速度影響

通過一維巖心水驅物理模擬研究了水驅速度對開發效果的影響，各實驗參數及實驗結果分別如表4、5 所示。

表4 實驗填砂管模型數據Table 4 Experiment data of sand packs

圖6為各水驅速度條件下水驅采收率隨注入體積變化關系。從圖6及表5中看出，水驅速度越低，產出端見水時間越晚，見水時刻含水率越低，水驅采收率越大，最高水驅速度與最低水驅速度水驅采收率可相差13.11%。這與水驅替稠油的機制有關。水驅稠油的動力主要有水相的滲吸作用、重力及驅替壓差［1，14］。由于本次實驗是在水平放置的巖心管內開展的，且油水密度差較小，因此重力作用可以忽略。由表5可知，水驅速度越大，驅替壓差越大，但實驗結果顯示水驅速度越大，采收率越小。考慮到實驗所用石英砂潤濕性為水濕，因此，相對而言，水在毛管力驅動下的滲吸作用應該是驅油的主要動力。所謂滲吸是多孔介質在毛細管力驅動下自發地吸入某種潤濕液體的過程，當飽和多孔介質侵入或者接觸另一種潤濕能力更強的液體時，這種液體將在潤濕并 吸入多孔介質過程中置換出原有非潤濕流體。

表5 不同水驅速度下水驅實驗結果Table 5 Waterflooding experiments results under different injection rates

圖6 各水驅速度下水驅采出程度對比Fig.6 Waterflood recovery under different injection rate

表6為各組實驗驅替速度及穩定驅替壓差比值的對比情況。從表6看出，穩定驅替壓差比值始終大于驅替速度比值。穩定驅替壓差計算式［10］為

式中，Δptot為一定速度下的穩定驅替壓差，Pa;Δpw和Δpo分別為水相和油相的壓差，Pa;Δpc為毛管力，Pa。

表6 各組實驗驅替速度與穩定驅替壓差對比Table 6 Comparison between injection rate and pressure drop

由表4可知，各組實驗所用巖心滲透率、孔隙度大致相同，因此各組實驗中Δpc相差較小。而驅替速度越小，所需Δpw和Δpo越小，Δpc的作用就相對越強，因此Δptot相對越小。通過以上分析可知，驅替速度越低，毛管力驅動下水的滲吸作用相對越強，驅油效果越好。

為進一步驗證水在孔隙介質中的滲析作用進行了實驗2－5。圖7為實驗2－5條件下含水率及注采壓差隨注入體積的變化關系。在注水1.5VP后停注24 h，再次注水后觀察到含水率明顯下降，但很快恢復到高含水水平。這證實了注入水在多孔介質中的滲吸作用。在停注期間，油水在毛管力作用下在多孔介質中重新分布，注入水通過滲吸作用進入之前難以波及到的細小孔喉中并將油驅替至大孔道中［9-10］，因此重新注水時含水率明顯下降。可見，合理控制水驅速度可在一定程度上提高水驅的波及系數，從而改善泡沫油的水驅開發效果。

圖7 含水率及注采壓差隨注入體積的變化關系Fig.7 Water cut and pressure drop for different water injected

3 結論

(1)泡沫油流階段是稠油溶解氣驅過程中的主要產油階段，在這一階段的采出程度可占最終一次采收率的90.91%。

(2)水驅可在泡沫油溶解氣驅的基礎上進一步提高采收率。隨著轉驅壓力的降低，泡沫油溶解氣驅采收率逐漸升高，水驅采收率呈階梯式規律下降。總采收率在轉驅壓力為擬泡點壓力3.1 MPa附近時最大，可達35.71%。

(3)轉驅壓力可能通過影響孔喉中油氣兩相的分布而影響到泡沫油水驅穩定性，并且這種影響主要作用在高含水期前，含水率達到90%后轉驅壓力對水驅影響較小。

(4)水的滲吸作用是水濕性多孔介質中見水后水驅泡沫油的主要動力，水驅速度越低，滲吸作用相對越強，水驅采收率越高。水驅速度由2.5降為0.01 mL/min時水驅采收率可提高13.11%。

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