低滲高粘稀油油藏蒸汽采油技術(shù)研究

王立智，王云龍

(大慶油田有限責任公司第十采油廠，黑龍江大慶 166405)

1 蒸汽采油提高采收率機理

試驗區(qū)塊作為典型的特低滲透油田，其各項油層標準都不符合一般意義上的蒸汽驅(qū)篩選標準[1](見表1)。目前的研究認為，對于注蒸汽熱采開發(fā)稀油的機理與開發(fā)稠油略有不同[2]，主要是降粘作用的減弱，蒸餾作用的增強。熱采開發(fā)低滲透油藏與熱采開發(fā)中高滲透油藏的機理有顯著的不同，由于注入壓力較高，注入井井底流壓在21～23 MPa，蒸汽是在一種亞臨界或超臨界狀態(tài)下，以特殊的汽水混合物的形態(tài)進入油藏，從機理上說已經(jīng)是一種特殊的蒸汽驅(qū)了。

表1 蒸汽驅(qū)油藏篩選標準Table 1 Standard steam-flooding reservoir screening criteria

1.1 改善注入能力，能更有效地建立驅(qū)替體系

低滲透油藏的滲流不符合達西定律，存在著啟動壓力梯度，低滲透油藏非達西滲流方程可以寫為

式(1)中， Q為油井產(chǎn)液量，m3/d;h為有效厚度，m;μ為原油粘度，mPa·s;PH、Pf為驅(qū)動壓力、流動壓力，MPa;λ為啟動壓力梯度，MPa/m;r為驅(qū)動半徑，m;rw為井筒半徑，m;c為單位換算系數(shù);k為滲透率，μm2。

從式(1)看出，有效驅(qū)動體系的建立，受到驅(qū)動壓差、滲透率、原油粘度、啟動壓力梯度等多種因素的控制。與常規(guī)水驅(qū)相比，注蒸汽可以降低流體的粘度和改變介質(zhì)相態(tài)，提高相對滲透率，降低啟動壓差，因此可以有助于驅(qū)替體系的建立。

1.1.1 注入高溫流體有助于降低原油粘度、提高注入流體流動能力

試驗區(qū)塊油田原油粘度對溫度比較敏感，當溫度由地層溫度上升到200℃時，原油粘度由45 mPa·s下降到1.5 mPa·s，下降了30倍，原油流動能力大幅度提高。在高溫條件下注入介質(zhì)的粘度也有大幅度的下降，注入滲流阻力減小，有助于提高注入量。

隨著注水溫度的上升，水的粘度下降，200℃水的粘度僅為40℃水的粘度的1/4.69，350℃水的粘度僅為40℃水的粘度的1/8.45，350℃蒸汽的粘度為40℃水的粘度的1/26.07。因此通過提高注入水的溫度或者注入蒸汽的干度，有效降低了注入介質(zhì)的粘度，增大了注入介質(zhì)的流動能力，注入滲流阻力減小，因此注入能力顯著提高。

在滲透率為5×10－3μm2、相同的其他油藏物性和注入壓力條件下，利用數(shù)值模擬對比了注入不同溫度水的平均注入能力。模擬結(jié)果表明，當提高注入水溫度時，注入能力明顯提高，當溫度從油藏溫度提高到100℃時，注入能力提高了一倍左右，因此提高注入流體的溫度，可以明顯提高注入能力，注入蒸汽干度提高時，注入能力也明顯提高。因此，蒸汽驅(qū)能夠改善特低滲透油藏的注入能力，擴大壓力和注入水的波及范圍，能更有效地建立驅(qū)替體系，提高開發(fā)效果。

1.1.2 注入高溫流體縮短注采井間的響應時間，建立壓力驅(qū)替體系

利用一維30 m長的單管模擬一注一采模型，模擬了不同溫度流體的注入的啟動壓力梯度和生產(chǎn)井相應動態(tài)。

模擬結(jié)果表明，隨著注水溫度提高，油井響應時間明顯縮短，注入水50℃條件下油井響應時間為145 d，350℃條件下為96 d，響應時間縮短了近1/3，因此注入溫度的提高大大縮短了油井見效時間，提高了采油速度。

從注入的啟動壓力梯度來看，隨著注水溫度提高，啟動壓力梯度明顯減小。當注入水溫度低于150℃時，油藏啟動壓力梯度下降幅度較小，平均在0.125 MPa/m左右，當注入水溫度高于150℃以后，啟動壓力梯度下降幅度明顯增大。因此可見，提高注水溫度，可以降低啟動壓力梯度，減少憋壓現(xiàn)象，加快壓力傳遞。

同樣，室內(nèi)實驗結(jié)果也表明，隨著溫度升高，巖心的注入能力得到大幅度提高，在相同的注入壓差條件下，120℃時的注入速度為25℃時的4.5倍左右。在相同的注入量均為0.5 cm3/min的條件下，25℃注入水的注水壓力在26 MPa，而當注入水溫度升高到120℃以后，注水壓力下降到了6 MPa左右。因此升高注入水的溫度，可以明顯降低注入壓力。

針對實際井網(wǎng)井距條件下，注水溫度對注采井間壓力分布的影響研究表明，當注水壓力為25 MPa，常溫注水時，近井地帶50 m范圍內(nèi)壓力降到10 MPa左右，壓力損失了3/5，隨著注水溫度的上升，注入能力增強，當注水溫度升高到350℃時，在近井地帶50 m范圍內(nèi)壓力降落到15 MPa左右，壓力損失了2/5，相比常溫注水而言，壓力損失減少了1/5，相同壓力對比結(jié)果表明，常溫注水的壓力所傳遞的范圍比350℃注水所傳遞的范圍小了30 m左右，因此，在同樣時間內(nèi)，通過提高注入水的溫度，可以明顯地加快壓力的傳遞，更容易建立驅(qū)替體系。

1.2 高溫流體的注入，有利于提高驅(qū)油效率

高溫降粘及蒸餾作用是蒸汽驅(qū)提高驅(qū)油效率的兩種最重要的機理。高溫降粘作用，提高了原油的流動能力，改善了油水流度比。蒸汽高溫改變了巖石的潤濕程度，使巖石向水濕轉(zhuǎn)變。降粘和蒸餾的共同作用使油水相滲曲線的共滲點向右移動，提高了驅(qū)替的驅(qū)油效率。實驗室進行了55℃水驅(qū)～270℃蒸汽驅(qū)的4組驅(qū)替試驗，注入10 PV體積數(shù)時，殘余油飽和度由55℃水驅(qū)的37%降到了270℃蒸汽驅(qū)的7%，驅(qū)油效率提高了30%左右。

1.3 高溫蒸汽有助于提高波及系數(shù)

注入油層中的蒸汽與水在油層中的滲流機理不同。注入水在重力下優(yōu)先進入下部的儲層和儲層的下部，而蒸汽在重力分異的作用下，優(yōu)先進入上部的儲層或者儲層的上部。針對水驅(qū)后的油藏進行蒸汽驅(qū)開發(fā)物理模擬實驗說明:蒸汽驅(qū)之初，蒸汽主要進入水驅(qū)底部已形成的高滲通道中。隨著累積注汽量增加，蒸汽向注入井徑向推進的同時，熱前緣在縱向上也在向油層中部和上部拓展，并隨著蒸汽超覆的加劇最終實現(xiàn)油層上部得到充分的動用。

2 室內(nèi)實驗研究

2.1 巖石熱物性參數(shù)測定

在注蒸汽采油工程中，需要計算油層熱損失、溫度場分布、加熱帶的擴展及加熱效率等，需要知道油層中巖石及頂?shù)讓拥膶崧?、熱容量、熱擴散系數(shù)、比熱等熱參數(shù)。巖石熱物性參數(shù)包括:巖石導熱系數(shù)、比熱、密度、熱擴散系數(shù)和熱容等參數(shù)。對試驗區(qū)塊巖心進行了熱物性參數(shù)測試(見表2)。

表2 試驗區(qū)塊巖石熱物性參數(shù)Table 2 Rock thermophysical paramters of test block

2.2 原油粘溫關(guān)系

原油的粘度在某一溫度區(qū)內(nèi)，隨著溫度的升高而急劇地下降，這是高粘度原油及稠油重要的熱物理特性，也是熱力采油的基本依據(jù)。針對試驗區(qū)塊的油樣，使用瑞典StessTech旋轉(zhuǎn)粘度計測定了原油粘度。測定方法參照SY/T6136—1997“稠油油藏流體物性分析方法—原油粘度測定”標準中所規(guī)定的方法進行。

2.3 原油蒸餾率測定

原油蒸汽蒸餾率與Vw/Voi的關(guān)系曲線可以用于估算蒸汽驅(qū)過程中地下產(chǎn)生溶劑帶的大小。通過室內(nèi)蒸汽蒸餾實驗和數(shù)值模擬計算可以估計蒸汽驅(qū)過程中油藏中可用于蒸餾的原油量(Voi)和所需要的蒸汽量(Vw(CWE))。當計算出這些數(shù)據(jù)后，蒸汽驅(qū)過程中溶劑帶的大小將很容易確定，以輔助蒸汽驅(qū)的設(shè)計及操作。

首先測定了試驗區(qū)塊熱采試驗區(qū)的原油在蒸汽條件下的初餾點及在初餾點下的蒸汽蒸餾率;然后，測定200℃、250℃和270℃條件下的蒸汽蒸餾率(見表3)。

表3 不同溫度下原油蒸餾率測定結(jié)果Table 3 Measurement results ofoil distillation rate

根據(jù)原油蒸餾率的測定結(jié)果可以看出:a.朝陽溝低滲透油藏原油的初餾點較低，在120℃時，就有輕組分餾出;b.該區(qū)的原油蒸餾率較高，在250℃、270℃時分別是43.4%和49.5%。

2.4 驅(qū)油效率和相對滲透率

驅(qū)油效率和高溫相對滲透率測定應用高溫高壓巖心驅(qū)替裝置，其巖心夾持器為橡膠筒外壓密封的三維加壓模型。全部實驗是在恒溫條件下，用恒速驅(qū)替法進行，壓力由壓力調(diào)節(jié)器保持一定。

首先針對朝陽溝低滲透油田的真實巖心和實際原油，測定了不同溫度下水驅(qū)油的驅(qū)油效率和不同溫度下蒸汽驅(qū)油的驅(qū)油效率;然后，測定不同溫度油水相對滲透率和油汽相對滲透率。

2.4.1 驅(qū)油效率

原油驅(qū)油效率測定結(jié)果見表4。

表4 試驗區(qū)塊原油驅(qū)油效率實驗結(jié)果Table 4 Measurement results of oildisplacement efficiency

1)隨著溫度的升高，用水驅(qū)油的驅(qū)油效率得到一定程度的改善，但提高的幅度并不大，從55℃提高至270℃其驅(qū)油效率僅提高14.0%，這主要是因為冷水驅(qū)和熱水驅(qū)的機理基本一致，所不同的是由于溫度升高，使巖心的潤濕性發(fā)生改變。

2)在相同的溫度(200℃、270℃)下，蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率比熱水驅(qū)有較大幅度的提高，驅(qū)油效率分別提高了18%和17.5%;這主要是因為蒸汽驅(qū)除了有和熱水驅(qū)相同的機理外，還有蒸汽蒸餾等重要機理。另外，采油速度也有大幅度提高。

2.4.2 高溫相對滲透率

從表5可以看出:a.隨著溫度的升高，巖心的束縛水飽和度增大，巖心向水濕轉(zhuǎn)變;b.溫度升高，水驅(qū)巖心的殘余油飽和度降低;c.溫度升高，在同一含水飽和度下，油相相對滲透率增大，而水相相對滲透率變化不大。

表5 試驗區(qū)塊巖心相對滲透率實驗結(jié)果Table 5 Measurement results ofcore relative permeability

2.5 注入能力實驗

低滲透油田的注入能力是阻礙其實現(xiàn)有效開發(fā)的主要問題之一。由于低滲透油藏滲透率低，導致注水能力差，注水壓力高，注采井間壓力傳播慢等問題是制約低滲透油藏有效注水開發(fā)的主要矛盾。

對于注蒸汽開發(fā)，由于向地層注入熱流體，引發(fā)了儲層內(nèi)固、液、汽三相物質(zhì)間強烈的物理化學作用和地球化學作用，其中尤其是水－巖作用，將會引起儲層巖石的潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)、導油孔道等發(fā)生明顯改變，使孔隙結(jié)構(gòu)遭受破壞、孔隙中填充物膨脹等。

針對試驗區(qū)塊的實際巖心進行了注冷水和熱水的注入能力實驗。實驗結(jié)果表明:溫度的升高，巖心的注入能力得到大幅度提高，在相同的注入壓差條件下，120℃和270℃時的注入速度分別為25℃時的4.5倍和7.7倍左右。

2.6 高溫潤濕性測定實驗

利用試驗區(qū)塊扶余油層的巖心、原油及地層水，進行巖心潤濕程度的實驗。

潤濕指數(shù)的計算公式如式(2):

式(2)中，I為潤濕指數(shù);IW為水濕指數(shù);IO為油濕指數(shù)。

水濕指數(shù)IW的計算公式如式(3):

式(3)中，Vo1為在吸油儀中吸水排油，最終的排油體積;Vo2為在巖心夾持器中水驅(qū)油的體積。

油濕指數(shù)Io的計算公式如式(4):

式(4)中，Vw1為在吸油儀中吸油排水，最終的排水體積;Vw2為在巖心夾持器中油驅(qū)水的體積。

實驗結(jié)果見表6。在原始狀態(tài)下，實驗測得的潤濕指數(shù)是－0.02，巖石表現(xiàn)為中性，當溫度200℃時，潤濕指數(shù)0.210 5，巖石表現(xiàn)為弱親水性，溫度270℃時潤濕指數(shù)升高到0.381 6，巖石的潤濕性變?yōu)橛H水。從實驗中可以確定:高溫條件下巖石的潤濕程度向親水方向改變。高溫時油水相對滲透率表現(xiàn)為束縛水升高、殘余油下降，同飽和度條件下油相滲透率上升。油水相滲曲線的共滲點向右移動。

表6 朝A井巖石潤濕性測定結(jié)果Table 6 Measurement results of rock wettability of Well Chao－A

3 現(xiàn)場試驗形成的配套技術(shù)

3.1 地層預處理防止粘土膨脹技術(shù)研究

試驗區(qū)塊扶余油層為一套不等粒混雜碎屑硬砂質(zhì)長石砂巖，空氣滲透率低，朝B井區(qū)扶余油層粘土礦物組成為蒙脫石－綠泥石混合層占73.0%，伊利石占17.7%，高嶺石為5.0%。蒙脫石含量較高，遇高溫、低礦化度注入蒸汽后，很容易出現(xiàn)粘土膨脹，對油層產(chǎn)生傷害。為了保護油層，提高蒸汽吞吐效果，進行了粘土防膨劑配方的優(yōu)選。

從試驗井組注汽情況來看，從各油層吸氣狀況來看，各層吸氣能力較強，且較為均勻。由此可見，地層預處理適合試驗區(qū)塊(見表7)。

表7 巖心實驗結(jié)果表Table 7 Measurement results of rock

3.2 套管環(huán)空注氮氣隔熱技術(shù)及高溫真空隔熱油管技術(shù)研究

蒸汽驅(qū)油主要是將高溫高干度蒸汽通過管柱注入井底，把熱量帶入地層，降低原油粘度，提高原油流動能力。因此，應盡量減少井筒中的熱量損失，保證井底注汽干度，提高蒸汽驅(qū)油效果。試驗區(qū)塊油層埋藏深，滲透率很低，采油井為常規(guī)完井，這些不利因素都對蒸汽驅(qū)油帶來很大的難度，需要解決的主要工藝問題是如何減少井筒熱損失，提高注入蒸汽的熱利用率，提高注入蒸汽的質(zhì)量，以及如何保護套管，保證注蒸汽后采油井的正常生產(chǎn)。為此，筆者利用井筒溫度模擬軟件(wellbore temperature simulation packet，WTSP)，對深度1 300 m 的油層，使用封隔器條件下，模擬計算了光油管注蒸汽與使用隔熱油管注蒸汽、注氮氣隔熱與不注氮氣條件下的井底注入?yún)?shù)，優(yōu)化了注蒸汽過程中的隔熱配套技術(shù)——采用隔熱管柱和環(huán)空注氮隔熱技術(shù)。

3.2.1 隔熱管柱和普通油管注蒸汽效果模擬研究

通過對普通管柱與隔熱管柱注蒸汽效果研究對比(見表8)，在注蒸汽速度120 t/d條件下，蒸汽干度由0%提高到42.7%，熱損失由30.5%降低到14.3%，普通管柱比隔熱管柱熱損失大1倍多，即隔熱管柱提高了井底干度，減少了熱損失。因此，在蒸汽吞吐注氣時，為減少井筒熱損失，采用高效隔熱管柱。此外，使用隔熱管柱，還能使套管保持較低溫度，減少套管和水泥護層上的熱應力，預防由熱應力造成的套管斷裂。

表8 普通油管與隔熱管柱注蒸汽效果對比表Table 8 Compare of general oil pipe andinsulation pipe steam-flooding effect

3.2.2 環(huán)空隔熱介質(zhì)研究

在采用了高效隔熱注蒸汽管柱、防熱變伸縮管的基礎(chǔ)上，為了降低熱蒸汽對原井套管管柱的熱影響，減少熱損失，提高井底干度，對環(huán)空隔熱介質(zhì)和方式進行了研究。在相同注蒸汽條件下，分別計算環(huán)空介質(zhì)為水、甲烷、空氣、氮氣4種情況下的注蒸汽效果，結(jié)果表明(見圖1)，環(huán)空介質(zhì)為氮氣或空氣時的套管溫度沿程相差不大，環(huán)空介質(zhì)為水時，套管溫度最高。同時，應用數(shù)值模擬技術(shù)對比環(huán)空介質(zhì)分別為氮氣和空氣時，井下干度變化和熱損失情況?？梢钥闯觯h(huán)空注氮后井筒熱損失、井底干度、井底溫度以及套管溫度等指標都比不注氮好，環(huán)空介質(zhì)為氮氣時的井筒熱損失較小，干度較高。因此，采用“環(huán)空注氮氣隔熱”可以減少熱損失，有利于提高井底干度，保護油井套管。

圖1 不同介質(zhì)套管溫度變化圖Fig.1 Temperature of different casing medium

4 蒸汽采油試驗效果

4.1 蒸汽吞吐試驗效果

在室內(nèi)可行性研究與注氣配套技術(shù)研究基礎(chǔ)上，2002—2004年共對2口井實施了兩個周期蒸汽吞吐采油試驗，取得了較好效果(見表9)。2口井兩個周期累積注蒸汽量6 768 t，累積增油量為2 405.0 t，增產(chǎn)油汽比為0.36。第一周期，累積產(chǎn)油2 028.6 t，累積產(chǎn)水 821.7 m3，累積增油量為1 127.2 t，平均有效期230天，油汽比0.67，增產(chǎn)油汽比0.38;第二周期，平均有效期377天，累積產(chǎn)油2 849.4 t，累 積 產(chǎn) 水 1 079.7 m3，累 積 增 油1 277.8 t，比第一周期多增產(chǎn)原油150.6 t。油汽比0.75，增產(chǎn)油汽比0.34。特別是朝B井在經(jīng)過4次壓裂增產(chǎn)措施之后，蒸汽吞吐的增產(chǎn)效果較明顯。

表9 二類區(qū)塊蒸汽吞吐試驗井效果表Table 9 Steam－flooding effect of two type blocks

4.2 蒸汽驅(qū)油試驗效果

2005年5月到2009年1月試驗區(qū)塊開展了蒸汽驅(qū)油現(xiàn)場試驗，注蒸汽井3口，累積注蒸汽9.6×104t。

井區(qū)共連通14口油井，注蒸汽3個月見到明顯注蒸汽效果。日產(chǎn)液由2007年2月的32.7 t上升到受效高峰56.2 t，2009年1月46.9 t，日產(chǎn)油由29.6 t上升到48.5 t，2009年1月42.1 t。為了驗證效果對井區(qū)汽驅(qū)前產(chǎn)量按照雙曲遞減對井區(qū)產(chǎn)量進行預測水驅(qū)效果，試驗累積增油1.81×104t，增產(chǎn)油氣比為0.27。

5 低滲高粘稀油油藏蒸汽采油的油藏界限研究

5.1 低滲高粘稀油油藏蒸汽驅(qū)油滲透率下限研究

研究了地層平均滲透分別為1 mD、2 mD、5 mD、8 mD、10 mD、15 mD、30 mD 7 種不同方案的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。并對比不同滲透率級別下常規(guī)水驅(qū)及連續(xù)注蒸汽驅(qū)油開發(fā)效果。確定低滲高粘稀油油藏蒸汽驅(qū)油滲透率下限為5 mD(見圖2)。

5.2 低滲高粘稀油油藏蒸汽驅(qū)油含油飽和度下限研究

分別研究了飽和度為 0.35、0.40、0.45、0.50、0.57情況下汽驅(qū)生產(chǎn)情況(見表10)。

從不同飽和度下的采收率變化來看，當含油飽和度從0.4升高到0.45時，蒸汽驅(qū)采收率大幅度提高。研究表明:含油飽和度界限為0.45(見表11)。

通過試驗區(qū)塊蒸汽驅(qū)油現(xiàn)場先導試驗，突破了國內(nèi)外蒸汽采油技術(shù)的界限[1]。

圖2 不同滲透率條件下采出程度變化曲線Fig.2 The degree of exploitationin different penetration

表10 不同含油飽和度蒸汽驅(qū)指標對比表Table 10 Compare of stream－flooding factors for different oil saturation

表11 蒸汽驅(qū)油油藏條件下限對比表Table 11 Compare of lower limit for difference steam－flooding reservoir

6 結(jié)語

1)通過首次在特低滲透高粘稀油油藏開展了注蒸汽驅(qū)油現(xiàn)場試驗，打破了在高粘稠油油藏蒸汽采油技術(shù)的常規(guī)認識。

2)突破了國內(nèi)蒸汽驅(qū)油的滲透率、孔隙度、凈總厚度比等技術(shù)界限。突破了滲透率下限，由大于200 ×10－3μm2下降到10 ×10－3μm2;突破了凈總厚度比下限，由大于0.5下降到0.2左右。

[1]張 銳.稠油熱采技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社，1999.

[2]李獻民，白增杰.單家寺熱采稠油油藏[M].北京:石油工業(yè)出版社，1997.