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    HDCS吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)物理模擬研究

    2014-02-17 09:02:42王春智李兆敏李賓飛李松巖
    特種油氣藏 2014年4期
    關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)產(chǎn)油量含油率

    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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