春風(fēng)油田排601塊水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)類型優(yōu)化物理模擬實驗

王海濤倫增珉?yún)纬蛇h趙清民何應(yīng)付駱銘

1.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院

春風(fēng)油田排601塊水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)類型優(yōu)化物理模擬實驗

王海濤1，2倫增珉1，2呂成遠1，2趙清民1，2何應(yīng)付1，2駱銘1，2

1.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院

蒸汽驅(qū)是稠油油藏水平井蒸汽吞吐進入開發(fā)后期主要的接替技術(shù)，而水平井的井網(wǎng)形式影響著蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果。以春風(fēng)油田排601塊淺薄層稠油油藏為研究對象，依據(jù)相似準(zhǔn)則，建立了高溫高壓三維比例物理模型，并開展了排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)、反九點井網(wǎng)條件下蒸汽驅(qū)物理模擬實驗。研究結(jié)果表明：蒸汽驅(qū)過程中溫度場的發(fā)育主要受注入井與生產(chǎn)井間的驅(qū)替壓差的控制，注入蒸汽主要流向流動阻力小的區(qū)域（臨近井、高滲條帶、高溫低黏油帶）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油從模型產(chǎn)出；實驗結(jié)束后，蒸汽未波及區(qū)域存在大量剩余油。在排601塊油藏條件下，排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)和反九點井網(wǎng)蒸汽驅(qū)的最終采收率分別為45.10%、41.90%和38.30%；排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)和反九點井網(wǎng)最大累積油汽比分別為0.69、0.63和0.53，綜合對比排狀井網(wǎng)效果最優(yōu)。蒸汽驅(qū)過程的主要作用機理和現(xiàn)象包括：高溫降黏作用、高溫體積膨脹、高溫蒸汽蒸餾和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆。研究結(jié)果可以有效支撐春風(fēng)油田排601塊水平井蒸汽驅(qū)設(shè)計。

稠油；蒸汽驅(qū)；水平井井網(wǎng)；物理模擬；溫度場；采收率；驅(qū)替機理

春風(fēng)油田排601塊位于準(zhǔn)格爾盆地西部，油藏埋藏淺（大部分小于600 m），儲層厚度小于10 m，原油黏度大（28℃時為30～90 Pa·s）?，F(xiàn)場已經(jīng)開展了幾個輪次的蒸汽吞吐，目前存在地層能量下降快、水平生產(chǎn)井間熱干擾頻繁、蒸汽吞吐采收率低等問題，需要新的能量補充和提高采收率方法［1］。

普遍認為，蒸汽驅(qū)是蒸汽吞吐開發(fā)稠油油藏的有效接替方式［2］。國外許多薄層稠油油藏已經(jīng)采用蒸汽驅(qū)開發(fā)，比如美國的Kern River油田［3］和印度尼西亞的Duri油田［4］。國內(nèi)許多油田也已經(jīng)開展了薄層稠油油藏蒸汽驅(qū)實驗，比如中石油新疆油田的紅淺區(qū)塊、克淺區(qū)塊和風(fēng)城區(qū)塊等［5］，同時針對深層稠油油藏也開展了大量研究，比如中石油遼河油田［6］、勝利油田［7］等。齊40區(qū)塊的蒸汽驅(qū)開發(fā)已經(jīng)取得了較好的開發(fā)效果［8］。

蒸汽驅(qū)開發(fā)設(shè)計過程中，合理的井網(wǎng)設(shè)計是蒸汽驅(qū)有效開發(fā)的關(guān)鍵，井網(wǎng)類型優(yōu)化普遍采用數(shù)值模擬方法，但是數(shù)值模擬方法所依據(jù)的參數(shù)調(diào)整必須以室內(nèi)物理模擬實驗結(jié)果為依據(jù)。同時不同目標(biāo)研究區(qū)塊的油藏條件不盡相同，所以不同區(qū)塊的物理模擬實驗結(jié)果不能通用，需要針對特定目標(biāo)區(qū)塊條件開展相應(yīng)的物理模擬實驗研究［9］。對于春風(fēng)油田排601塊淺薄層稠油油藏，整體水平井開發(fā)可以最大程度地控制地質(zhì)儲量，提高區(qū)塊的整體開發(fā)效果。但是目前，缺乏合適的不同水平井井網(wǎng)條件下的蒸汽驅(qū)物理模擬研究結(jié)果。

井網(wǎng)類型優(yōu)化物理模擬實驗需要借助高溫高壓比例物理模型，通過在模型內(nèi)部布置不同類型井網(wǎng)，開展物理模擬實驗，進而優(yōu)化井網(wǎng)類型。此類實驗的關(guān)鍵是高溫高壓比例物理模型的制作與內(nèi)部井網(wǎng)的設(shè)計。許多學(xué)者成功設(shè)計了高溫高壓比例物理模型，并且開展了目標(biāo)區(qū)塊稠油蒸汽驅(qū)物理模擬實驗，對比了不同井網(wǎng)條件下的開發(fā)效果。劉其成［10］等建立了高溫高壓比例物理模擬系統(tǒng)，并利用其開展了遼河油田洼38塊組合式蒸汽吞吐及吞吐后轉(zhuǎn)換開發(fā)方式物理模擬研究。馬德勝［11］等建立了高溫高壓注蒸汽比例物理模型，研究了3種不同井網(wǎng)的蒸汽吞吐后注蒸汽采油接替開發(fā)方式，3種井網(wǎng)形式包括直井注汽直井采油、直井注汽水平井采油、水平井注汽直井采油。昝成［12］等建立了高溫高壓三維比例物理模擬實驗裝置，利用該裝置開展了特稠油水平井與直井組合熱采及超稠油雙水平井SAGD（蒸汽輔助重力泄油）三維比例物理模擬實驗研究。趙慶輝［13］等在多功能高溫高壓三維比例物理模擬系統(tǒng)和二維可視化比例模型上，開展了直井與水平井組合SAGD方式模擬實驗。劉寶良［14］依據(jù)相似原理設(shè)計并建立了比例物理模型，開展了SAGD比例物理模擬實驗。楊立強［15］等應(yīng)用高溫高壓比例物理模擬方法，研究了水平井布于直井斜下方時SAGD蒸汽腔的形成和擴展過程。目前未見采用高溫高壓比例物理模型開展不同水平井井網(wǎng)條件下蒸汽驅(qū)過程的研究。

筆者以春風(fēng)油田排601塊淺薄層稠油油藏作為原型，利用高溫高壓比例物理模擬手段開展不同水平井井網(wǎng)條件下蒸汽驅(qū)實驗，評價了排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)和反九點井網(wǎng)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果，得到了春風(fēng)油田排601塊最優(yōu)化水平井網(wǎng)類型。

1 物理模型建立

Establishment of physical model

高溫高壓比例物理模擬實驗是一種研究蒸汽驅(qū)過程規(guī)律的有效方法［16-17］。物理模擬實驗的核心是二維物理模型的設(shè)計與制作，利用Pujol L，Boberg T C［18］提出的相似準(zhǔn)則對實驗參數(shù)進行設(shè)計。

實驗采用排601塊真實脫水脫氣原油，50℃原油黏度18 600 mPa·s。模型采用壓縮系數(shù)、導(dǎo)熱系數(shù)等物性參數(shù)與儲層巖石相近的石英砂進行裝填，石英砂經(jīng)過人工篩選，按照不同目數(shù)同滲透率的關(guān)系進行配比。

原型和模型主要參數(shù)如表1所示。原型與模型幾何相似比例尺（R）為625∶1，模型尺寸400 mm×400 mm×40 mm，內(nèi)部布置4口水平井，通過接口與外部管線連接，水平井距離模型底部20 mm；平面上設(shè)置有168個溫度傳感器檢測溫度場變化，溫度傳感器頂端距離模型底部20 mm；在入口、出口、油藏中部分別布置5個壓力傳感器。模型內(nèi)部采用保溫材料保溫，外部采用加熱套模擬油藏溫度。實驗設(shè)計開展3種水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)實驗，分別為排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)、反九點井網(wǎng)，不同水平井井網(wǎng)物理模型設(shè)計如圖1所示。

表1 實驗?zāi)Ｐ团c原型油藏地質(zhì)流體參數(shù)Table 1 Parameters of geologic fluids in oil reservoir in experimental model and prototype

圖1 不同水平井井網(wǎng)物理模型設(shè)計Fig.1 Physical model design for different horizontal well patterns

2 實驗方法

Experimental method

（1）模型填砂。為了避免流體在模型表面發(fā)生竄流，將模型內(nèi)表面進行了粗糙化處理。按照物理模型設(shè)計，將4口水平井裝入模型內(nèi)部，水平井井筒采用不銹鋼管模擬，井筒外部包裹200目的不銹鋼篩網(wǎng)，以防止模型內(nèi)部油砂運移進入水平井井筒發(fā)生堵塞。采用逐漸加砂、逐層壓實的步驟，將石英砂裝填進入模型內(nèi)，石英砂目數(shù)為40～60目，孔隙度為40%。

（2）原油飽和。常壓下模型飽和地層水，模型和原油容器升溫到80℃，然后以恒定速度將原油注入到模型中。注入的原油驅(qū)替模型中的地層水，分別從不同的井產(chǎn)出，以保證整個模型都能被原油飽和，直到所有井產(chǎn)出液完全為原油。升高整個系統(tǒng)壓力至油藏壓力，保持油藏壓力降低溫度至油藏溫度。

（3）測試步驟。3種水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)步驟均為從注入井以設(shè)定速度注入蒸汽，生產(chǎn)井定4 MPa回壓生產(chǎn)，當(dāng)含水率達到99%時實驗結(jié)束。

3 實驗結(jié)果及分析

Experimental result and analysis

3.1 不同水平井井網(wǎng)條件下溫度場變化特征

Change characteristics of temperature field in different horizontal well patterns

3.1.1 排狀井網(wǎng) 排狀井網(wǎng)實驗過程溫度場變化如圖2所示?？梢钥闯觯弘S著蒸汽注入時間的延長，蒸汽驅(qū)溫度場從蒸汽注入井向生產(chǎn)井逐漸發(fā)育，整個實驗?zāi)Ｐ蜏囟戎饾u升高，直至實驗結(jié)束。從蒸汽驅(qū)溫度場變化特征可以獲得以下規(guī)律：（1）即使在相對均質(zhì)的模型中，蒸汽腔發(fā)育并不均勻，從2口蒸汽注入井到2口生產(chǎn)井依然呈現(xiàn)出了明顯的蒸汽竄流現(xiàn)象，從圖中可以明顯地觀察到蒸汽沿著2條相對高滲條帶突進；（2）實驗過程中，即使生產(chǎn)井已經(jīng)發(fā)生了蒸汽突破的現(xiàn)象，依然可以采出大量的原油，這個現(xiàn)象從圖中不同生產(chǎn)時間階段溫度場的變化特征可以觀察到；（3）蒸汽驅(qū)實驗結(jié)束時，在模型左側(cè)蒸汽沒有波及的位置依然存在大量的剩余油。

圖2 排狀井網(wǎng)溫度場變化特征Fig.2 Change characteristics of temperature field in row well pattern

3.1.2 五點井網(wǎng) 五點井網(wǎng)溫度場的變化特征如圖3所示?？梢钥闯觯弘S著蒸汽注入時間的延長，蒸汽驅(qū)溫度場從注入井向生產(chǎn)井逐漸發(fā)育，整個實驗?zāi)Ｐ蜏囟戎饾u升高，直至實驗結(jié)束。從蒸汽驅(qū)溫度場變化特征可以獲得以下規(guī)律：（1）蒸汽腔首先向鄰近的生產(chǎn)井發(fā)育，這主要是因為注入井與鄰近的生產(chǎn)井壓差??；（2）由于2口蒸汽注入井位于模型的2個對角，所以模型的中間部分是2個蒸汽腔距離最近的地方，溫度較高，流動阻力較小，蒸汽腔主要沿著該方向進行發(fā)育；（3）實驗過程中，即使是生產(chǎn)井發(fā)生了蒸汽突破的現(xiàn)象，依然可以采出大量的原油；（4）實驗結(jié)束時，在模型的上方和下方蒸汽沒有波及的位置依然存在大量的剩余油。

3.1.3 反九點井網(wǎng) 反九點井網(wǎng)溫度場的變化特征如圖4所示?？梢钥闯觯弘S著蒸汽注入時間的延長，蒸汽腔從注入井向生產(chǎn)井逐漸發(fā)育，整個實驗?zāi)Ｐ蜏囟戎饾u升高，直至實驗結(jié)束。從蒸汽驅(qū)溫度場變化特征可以獲得以下規(guī)律：（1）由于注入井與鄰近的生產(chǎn)井壓差小，因此蒸汽腔首先向鄰近的生產(chǎn)井發(fā)育；（2）隨著蒸汽的注入，蒸汽會沿著高滲條帶向平行的生產(chǎn)井發(fā)育，但是蒸汽腔的發(fā)育規(guī)模和速度要遠遠小于鄰近的生產(chǎn)井；（3）實驗過程中，即使是生產(chǎn)井發(fā)生了蒸汽突破的現(xiàn)象，依然可以采出大量的原油；（4）實驗過程中，蒸汽沒有波及到注入井對角線位置的生產(chǎn)井，該處依然存在大量的剩余油，造成這種現(xiàn)象的原因是該井距離注入井最遠，其生產(chǎn)壓差最大，而且蒸汽注入過程始終沿著阻力最小通道流動，注入的蒸汽基本上全部流向鄰近的2口生產(chǎn)井。

圖3 五點井網(wǎng)溫度場變化特征Fig.3 Change characteristics of temperature field in five-spot well pattern

圖4 反九點井網(wǎng)溫度場變化特征Fig.4 Change characteristics of temperature field in inverted nine-spot well pattern

3.2 不同水平井井網(wǎng)條件下生產(chǎn)指標(biāo)對比

Production indicator comparison between different horizontal well patterns

不同水平井井網(wǎng)條件下，蒸汽驅(qū)過程生產(chǎn)指標(biāo)變化如圖5、6所示。實驗結(jié)果表明：隨著蒸汽注入時間的增加，不同井網(wǎng)條件下采出程度均呈現(xiàn)初始階段緩慢增加，中間階段快速增加，最后階段緩慢增加達到穩(wěn)定值的趨勢；不同井網(wǎng)條件下含水率均逐漸增加，最后達到穩(wěn)定值；不同井網(wǎng)條件下累積油汽比經(jīng)歷了先緩慢增加，后快速增加達到最大值，最終快速下降等階段；不同井網(wǎng)條件下壓差呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢，造成這種現(xiàn)象的原因是蒸汽注入后油藏溫度逐漸升高，原油黏度下降，流動性改善［19］，隨著蒸汽的注入，油藏中的原油被逐漸采出，蒸汽在流動過程中的阻力逐漸占主導(dǎo)，其流動阻力遠遠小于原油。

圖5 蒸汽驅(qū)過程中采收率和含水率隨時間變化Fig.5 Relationship of recovery factor and water cut vs.time in the process of steam flooding

圖6 蒸汽驅(qū)過程中累積油汽比和壓差變化Fig.6 Change of cumulative oil/steam ratio and pressure difference in the process of steam flooding

圖7中蒸汽驅(qū)過程中含水率和采收率關(guān)系曲線呈凸形，主要儲量在中、高含水期被采出，表明蒸汽驅(qū)油過程呈現(xiàn)非活塞驅(qū)替特征；3種水平井井網(wǎng)的驅(qū)替特征基本一致，表明水平井井網(wǎng)類型對整個驅(qū)替特征影響不大。

通過溫度場、采收率、壓差和油汽比的變化規(guī)律可以將整個蒸汽驅(qū)過程分為3個階段。第1階段：蒸汽注入，油層加熱階段（蒸汽注入量0～0.5 PV），其特征為采出程度緩慢增加，油汽比緩慢增加，驅(qū)替壓差快速下降；第2階段：穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)階段（蒸汽注入量0.5～2 PV），其特征為采出程度快速增加，油汽比快速增加達到最大值后出現(xiàn)明顯的下降，驅(qū)替壓差快速下降，并且在該階段蒸汽已經(jīng)突進到生產(chǎn)井；第3階段：蒸汽驅(qū)結(jié)束階段（蒸汽注入量2～3 PV），其特征為采出程度緩慢增加，達到最終采收率值，油汽比快速下降，驅(qū)替壓差下降趨勢趨于平緩。

圖7 蒸汽驅(qū)過程中含水率和采收率關(guān)系Fig.7 Relationship of water cut vs.recovery factor in the process of steam flooding

在排601塊油藏條件下，排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)和反九點井網(wǎng)蒸汽驅(qū)的最終采收率分別為45.10%、41.90%和38.30%，最大累積油汽比分別為0.69、0.63和0.53。綜合對比可得：排狀井網(wǎng)為排601塊最優(yōu)化水平井網(wǎng)。

3.3 蒸汽驅(qū)現(xiàn)象及機理討論

Discussion on phenomenon and mechanism of steam flooding

蒸汽驅(qū)過程中，原油的黏度、密度和化學(xué)組成等物性會發(fā)生變化。目前，蒸汽驅(qū)溫度（250℃）條件下原油物性變化是難點，本文利用實驗測試的方法分析了蒸汽驅(qū)條件下原油物性的變化規(guī)律，進而對蒸汽驅(qū)的機理進行系統(tǒng)的討論。

（1）高溫降黏作用。采用流變儀對實驗原油進行黏溫關(guān)系測試（圖8）。隨著溫度的升高，油樣黏度減小。當(dāng)溫度從30℃增加到75℃時，油樣黏度從42 686 mPa·s下降到3 610 mPa·s；當(dāng)溫度從75℃增加到250℃時，油樣黏度從3 610 mPa·s下降到5.1 mPa·s。實驗結(jié)果表明：原油黏溫性強，在注入蒸汽的過程中，隨著油藏溫度的升高，原油黏度下降，流動性改善。

（2）高溫體積膨脹作用。采用高溫密度計對實驗原油進行了密度-溫度關(guān)系測試（圖8）。隨著溫度的升高，油樣密度減小，體積膨脹，并且油樣密度與溫度的變化呈現(xiàn)線性變化關(guān)系。溫度為20℃時，油樣密度為0.981 2 g/cm3；當(dāng)溫度增加到250℃時，油樣密度減小為0.870 4 g/cm3，減小幅度為11.30%。

圖8 油樣黏度和密度隨溫度變化曲線Fig.8 Relationship of oil sample viscosity and density vs.temperature

（3）高溫條件下蒸汽蒸餾和原油裂解作用。對實驗前后的油樣開展了四組分分析，原始油樣膠質(zhì)和瀝青質(zhì)的含量達到了18.17%，飽和分含量為31.84%，屬于重質(zhì)原油。經(jīng)過蒸汽驅(qū)實驗后，原油在高溫下發(fā)生了物理化學(xué)變化，蒸汽驅(qū)后的原油膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量變?yōu)?5.49%，飽和分含量為37.07%。結(jié)果表明，原油在蒸汽驅(qū)過程中，由于高溫作用部分膠質(zhì)和瀝青質(zhì)發(fā)生了裂解，變?yōu)榱孙柡头?，改善了原油的流動性?0］。實驗結(jié)束后產(chǎn)出的油水樣品也可以證明這點。

（4）高波及效率。不同水平井井網(wǎng)條件下蒸汽驅(qū)的波及效率可以通過圖2c、圖3c和圖4c按照下式計算。

式中，為波及效率，%；S1為溫度場中高于200℃區(qū)域的面積，m2；S為溫度場的總面積，m2。

蒸汽驅(qū)結(jié)束時，排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)和反九點井網(wǎng)的平面波及效率分別為83.97%，69.36%和64.38%。

（5）蒸汽超覆現(xiàn)象。蒸汽驅(qū)實驗過程中，蒸汽的密度小于原油的密度，由于重力分異作用，蒸汽會逐漸向油藏的上部流動，驅(qū)出油藏上部的原油，而密度大的原油會流向油層的下部［21］，從蒸汽驅(qū)后的模型照片（圖9）可以發(fā)現(xiàn)：實驗過程中油藏上部的油砂局部出現(xiàn)白色的油砂，即油砂含油飽和度很低，而油藏下部的油砂為高含油飽和度的黑色油砂。

4 結(jié)論

Conclusions

（1）通過相似準(zhǔn)則將油田原型參數(shù)轉(zhuǎn)化為實驗室模型參數(shù)，建立了能夠模擬不同水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)的物理模型及物理模擬方法。開展了3種水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)物理模擬實驗，分別為排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)和反九點井網(wǎng)。該方法能夠?qū)崿F(xiàn)水平井蒸汽驅(qū)過程溫度場發(fā)育規(guī)律的表征，同時確定不同井網(wǎng)類型條件下采收率、含水率、油汽比等參數(shù)。

圖9 模型的蒸汽超覆現(xiàn)象Fig.9 Picture of steam overlapping phenomenon

（2）井網(wǎng)類型對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果有較大影響。蒸汽驅(qū)過程中溫度場的發(fā)育主要受驅(qū)替壓差的控制，注入蒸汽主要流向流動阻力小的區(qū)域（臨近井、高滲條帶、高溫低黏油帶）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油從模型產(chǎn)出；實驗結(jié)束后，蒸汽未波及區(qū)域殘余大量的原油。通過對比來看，排狀井網(wǎng)平面上驅(qū)替更均勻，最終采收率和最大累積油汽比更高。蒸汽驅(qū)油過程呈現(xiàn)非活塞驅(qū)替特征，主要儲量在中、高含水期被采出；水平井井網(wǎng)類型對整個驅(qū)替特征影響不大。綜合對比可得，排狀井網(wǎng)為排601塊最優(yōu)化水平井網(wǎng)。

（3）水平井蒸汽驅(qū)過程主要作用機理及現(xiàn)象包括：高溫降黏作用、高溫體積膨脹、高溫蒸汽蒸餾和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆現(xiàn)象。

References:

［1］李甫，梁愛國，廖先燕，黃玲，帕提古麗·亞爾買買提.新疆稠油油藏復(fù)合吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2013，35（6）：87-90.LI Fu,LIANG Aiguo,LIAO Xianyan,HUANG Ling,PATIGUL·Yarmamat.Research and application of compound steam huff and puff technology for heavy oil in Xinjiang oilfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2013,35（6）: 87-91.

［2］劉文章.稠油油田由蒸汽吞吐轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)開采的技術(shù)策略［J］.石油鉆采工藝，1991，13（4）：45-50.LIU Wenzhang.Technology strategy for steam huff and puff moving into steam flooding on heavy oil reservoir［J］.Oil Drilling &Production Technology,1991,13（4）: 45-50.

［3］GREASER G R,SHORE R A.Steamflood performance in the Kern River Field［R］.SPE 8834,1980.

［4］MOORE D,SIGIT R,WIDYANTORO A.Evaluating a steam flood performance over a 7-10 year period using 4D seismic attributes and production data-Duri FieldIndonesia［R］.SPE 54269,1999.

［5］ZAN C,MA D,WANG H,LI X,GUO J,LI M,JIANG H,LUO J.Experimental and simulation studies of steam flooding process in shallow,thin extra-heavy oil reservoirs［R］.SPE 131942,2010.

［6］AN J,LI J,JIAN H.Steamflood trial and research on middeep heavy oil reservoir QI40 block in Liaohe Oilfield［R］.SPE 104403,2006.

［7］史海濤，王朔，呂楠，張佩佩，羅艷紅.超稠油水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)參數(shù)優(yōu)化研究［J］.特種油氣藏，2015，22（4）：121-124.SHI Haitao,WANG Shuo,LYU Nan,ZHANG Peipei,LUO Yanhong.Optimization of technical parameters for steam flooding in extra heavy oil horizontal wells［J］.Special Oil &Gas Reservoirs,2015,22(4): 121-124..

［8］ZHANG S,ZHANG Y,WU S,LIU S,LI X,Li S.Status of heavy oil development in China［R］.SPE/PS-CIM/ CHOA 97844,2005.

［9］魏超平.薄層稠油蒸汽驅(qū)數(shù)值模擬研究［J］.特種油氣藏，2016，23（4）：115-118.WEI Chaoping.Numerical simulation of steam flooding in thin heavy oil reservoir［J］.Special Oil &Gas Reservoirs,2016,23(4)：115-118.

［10］劉其成，張勇，張鷹.多功能高溫高壓三維比例物理模擬試驗裝置［J］.石油儀器，2006，20（1）：17-20.LIU Qicheng,ZHANG Yong,ZHANG Ying.High temperature and pressure 3D scaled multi-function physical modeling experimental equipment［J］.Petroleum Instruments,2006,20（1）: 17- 20.

［11］馬德勝，郭嘉，李秀巒，昝成，史琳.淺薄層超稠油油藏蒸汽吞吐后開發(fā)方式實驗［J］.新疆石油地質(zhì)，2013，34（4）：458-461.MA Desheng,GUO Jia,LI Xiuluan,ZAN Cheng,SHI Lin.Experimental study of development process of shallow and thin extra-heavy oil reservoirs following steam stimulation［J］.Xinjiang Petroleum Geology,2013,34（4）: 458-461.

［12］昝成，馬德勝，王紅莊，沈德煌，關(guān)文龍，李秀巒，江航，羅健，郭嘉.高溫高壓注蒸汽采油三維比例物理模擬新技術(shù)［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（6）：738-743.ZAN Cheng,MA Desheng,WANG Hongzhuang,SHEN Dehuang,GUAN Wenlong,LI Xiuluan,JIANG Hang,Luo Jian,GUO Jia.A new technology of 3D scaled physical simulation for high-pressure and hightemperature steam injection recovery［J］.Petroleum Exploration and Development,2011,38（6）: 738-743.

［13］趙慶輝，劉其成，于濤，張勇，劉寶良.蒸汽輔助重力泄油蒸汽腔發(fā)育特征研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2008，30（4）：123-126.ZHAO Qinghui,LIU Qicheng,YU Tao,ZHANG Yong,LIU Baoliang.Research on the characteristics of steam chamber develop of steam assisted gravity drainage［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition）,2008,30（4）: 123-126.

［14］劉寶良.薄層稠油油藏SAGD物理模擬研究［J］.化學(xué)工程師，2010（8）：15-20.LIU Baoliang.Study on SAGD physical simulation of thickened oil in thin bed［J］.Chemical Engineer,2010（8）: 15-20.

［15］楊立強，陳月明，王宏遠，田利.超稠油直井-水平井組合蒸汽輔助重力泄油物理和數(shù)值模擬［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2007，31（4）：64-69.YANG Liqiang,CHEN Yueming,WANG Hongyuan,TIAN Li.Physical and numerical simulation of steam assisted gravity drainage w ith vertical and horizontalwell combination in extra heavy oil reservoir［J］.Journal of China University of Petroleum,2007,31（4）: 64-69.

［16］HUYGEN H H A,LOWRY JR W E.Steamflooding Wabasca tar sand through the bottomwater zone-scaled model tests［J］.SPE Journal,1983,23（1）: 92-98.

［17］NASR T N,PIERCE G E.Steamflooding cold lake oil reservoirs through a bottomwater zone: a scaled physical model study［J］.SPE Reservoir Engineering,1993,8（2）: 94-100.

［18］PUJOL L,BOBERG T C.Scaling accuracy of laboratory steam flooding models［R］.SPE 4191,1972.

［19］趙睿，楊智，吳永彬，張瑞強，羅池輝，郤一臻.SAGD循環(huán)預(yù)熱階段加速連通方法的研究及應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：67-69.ZHAO Rui,YANG Zhi,WU Yongbin,ZHANG Ruiqiang,LUO Chihui,XI Yizhen.Research and application of accelerated intercommunication method in SAGD cyclic pre-heating period［J］.Oil Drilling &Production Technology,2015,37（2）: 067-69.

［20］吳永彬，趙欣.亞臨界蒸汽驅(qū)技術(shù)在低滲透油藏中的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2011,33（4）：62-65.WU Yongbin，ZHAO Xin.Near-critical point steamflooding technology application in low-permeability reservoir［J］.Oil Drilling &Production Technology,2011,33（4）: 62-65.

［21］王卓飛，商昌柱，郭仕洋.淺層稠油油藏蒸汽選注分采工藝技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2001，23（3）：61-63.WANG Zhuofei,SHANG Changzhu,GUO Shiyang.Separate layer recovery of shallow heavy oil reservoir with steam injection［J］.Oil Drilling &Production Technology,2001,23（3）: 61-63.

（修改稿收到日期 2017-02-15）

〔編輯 朱 偉〕

Physical simulation experiment for the optimization of steam flooding horizontal well patterns in Pai 601 Block of Chunfeng Oilfield

WANG Haitao1,2,LUN Zengmin1,2,LYU Chengyuan1,2,ZHAO Qingmin1,2,HE Yingfu1,2,LUO Ming1,2
1.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development,Beijing100083,China;
2.SINOPEC Petroleum Exploration &Production Research Institute,Beijing100083,China

Steam flooding is the dominant technology replacing horizontal-well steam soaking in the late development stage of heavy oil reservoirs,and its development effect is impacted by the style of horizontal well pattern.In this paper,the heavy oil reservoir in shallow thin layers in Pai 601 Block,Chunfeng Oilfield was taken as the study object.A high temperature/high pressure 3D scaled physical model was established according to the similarity criteria.Then,physical simulation experiment was carried out on steam flooding in row well pattern,five-spot well pattern and inverted nine-spot well pattern.It is indicated that the growth of temperature field in the process of steam flooding is mainly controlled by the displacement pressure difference between injection well and production well.The injected steam mainly flows to the areas of low flow resistance,such as adjacent well,high permeability belt and high-temperature low-viscosity oil band.In the early stage of steam breakthrough,a large amount of crude oil is still produced from the model.After the experiment ends,there is abundant remaining oil in unswept regions.In the oil reservoir conditions of Pai 601 Block,the ultimate recovery factor of steam flooding in row well pattern,five-spot well pattern and inverted nine-spot well pattern is 45.10%,41.90% and 38.30%,respectively,and their maximum cumulative oil/steam ratio is 0.69,0.63 and 0.53,respectively.Based on comprehensive comparison,the effect of row well pattern is the best.The main mechanisms and phenomena in the process of steam flooding include high-temperature viscosity reduction,high-temperature volume expansion,high-temperature steam distillation and crude oil cracking,high sweep efficiency and steam overlapping.The research results provide the effective support for the design of horizontal-well steam flooding in Pai 601 Block,Chunfeng Oilfield.

heavy oil;steam flooding;horizontal well pattern;physical simulation;temperature field;recovery ratio;displacement mechanism

王海濤，倫增珉，呂成遠，趙清民，何應(yīng)付，駱銘.春風(fēng)油田排601塊水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)類型優(yōu)化物理模擬實驗［J］.石油鉆采工藝，2017，39（2）：138-145.

TE357.4

：A

1000-7393（2017）02-0138-08

10.13639/j.odpt.2017.02.003

: WANG Haitao,LUN Zengmin,LYU Chengyuan,ZHAO Qingmin,HE Yingfu,LUO Ming.Physical simulation experiment for the optimization of steam flooding horizontal well patterns in Pai 601 Block of Chunfeng Oilfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(2): 138-145.

國家自然科學(xué)基金“核磁共振技術(shù)研究裂縫性致密油藏注二氧化碳提高采收率機理”（編號：51504283）；中國石油化工股份有限公司科技開發(fā)部項目“水平井蒸汽驅(qū)物理模擬與數(shù)值模擬研究”（編號：P12108），“熱化學(xué)復(fù)合體系開發(fā)超稠油機理研究”（編號；P08071）。

王海濤（1982-），2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京），現(xiàn)從事提高采收率方面的研究工作。通訊地址：（100083）北京海淀學(xué)院路31號。電話：010-82311615。E-mail：wanght.syky@sinopec.com