薄層超稠油驅(qū)泄復合開發(fā)蒸汽腔演變物理模擬實驗

趙長虹，孫新革，盧迎波，王 麗，胡鵬程，邢向榮，王桂慶

（中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

目前，油層厚度小于15 m 的薄層稠油開發(fā)以蒸汽吞吐方式為主。蒸汽驅(qū)作為蒸汽吞吐中后期有效的接替開發(fā)方式［1-2］，要求油藏地面脫氣原油黏度小于2×104mPa·s，而針對地面脫氣原油黏度大于2×104mPa·s 的薄層超稠油油藏來說已不適用。為此，新疆風城油田根據(jù)驅(qū)泄復合開發(fā)機理［3-4］，在F井區(qū)齊古組油藏開辟了8 個直井-水平井組合驅(qū)泄復合先導試驗區(qū)，油藏厚度平均為14.5 m，孔隙度為32.2%，滲透率為2 650 mD，含油飽和度為74.8%，地面脫氣原油黏度為50×104mPa·s。試驗區(qū)于2009 年以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，2013 年轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復合開發(fā)，持續(xù)生產(chǎn)8 年，累產(chǎn)原油34×104t，采出程度達44.5%，目前產(chǎn)油水平仍保持在100 t/d 以上，油汽比保持在0.2 以上。

直井-水平井組合驅(qū)泄復合開發(fā)方式（Vertical Horizontal Steam Drive）簡稱VHSD，是薄層超稠油蒸汽吞吐中后期進一步提高油藏采收率的接替技術之一［5-7］。其井網(wǎng)要求直井作為注汽井位于水平井兩側(cè)，水平段位于油層底部，直井射孔位置高于水平段5 m。直井持續(xù)向油藏內(nèi)注入蒸汽，蒸汽超覆在油層上部形成蒸汽腔，蒸汽汽化潛熱加熱的原油在蒸汽驅(qū)替和重力勢能作用下，滲流至底部的水平井被采出。VHSD 作為一種全新的薄層超稠油開發(fā)方式，對其開發(fā)驅(qū)油機理的認知尚不完善。擬利用二維、三維物理模擬實驗裝置，開展VHSD 開發(fā)驅(qū)油實驗［8-9］，并結(jié)合數(shù)值模擬研究，揭示驅(qū)泄復合驅(qū)油機理、蒸汽腔前緣形態(tài)及蒸汽腔演變規(guī)律，以期該技術能激活薄層超稠油蒸汽吞吐中后期的開發(fā)活力，并進一步提升油藏采收率。

1 物理模擬實驗裝置及流程

為了更好地刻畫驅(qū)泄復合蒸汽腔擴展的前緣形態(tài)、蒸汽腔立體演變規(guī)律及蒸汽波及效果，開展二維、三維物理模擬實驗來監(jiān)測預熱、驅(qū)替、泄油階段，驅(qū)替壓差、溫度的變化，分析VHSD 開發(fā)模式下蒸汽驅(qū)替、重力泄油的具體過程。

1.1 實驗裝置

二維物理模擬實驗是由模型本體、注入系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成（圖1）。模型尺寸為30 cm×15 cm×5 cm，最大工作壓力為2.5 MPa，最高耐溫300 ℃，模型內(nèi)壁安裝隔熱層，以減少實驗過程中的熱損失，并在模型外部接入加熱板，用于飽和油前預熱模型及實驗過程中的熱補償。注入系統(tǒng)可實現(xiàn)定壓或定流量2 種模式的注入，高壓泵將蒸餾水泵入過熱蒸汽發(fā)生器（耐溫300 ℃，耐壓10 MPa），產(chǎn)生高干度蒸汽，注入及采出管線均安裝伴熱帶進行熱補償，以減少注入蒸汽的熱損失，既可保證蒸汽干度，同時也可防止采出管線堵塞。模型內(nèi)部安裝熱電偶，共有測溫點196 個，熱電偶連接數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，可以實現(xiàn)測溫數(shù)據(jù)的實時采集并繪制溫度場圖。參考VHSD 試驗區(qū)直井與水平井組合的井型，設計了一口直井注汽井和一口水平生產(chǎn)井。水平生產(chǎn)井位于模型左下角距油層底部2 cm 處，直井注汽井位于模型右上方，射孔位置與水平井垂向距離為5 cm。

圖1 二維物理模擬實驗裝置（a）及井網(wǎng)示意圖（b）Fig.1 Diagram showing 2D physical simulation experimental device（a）and well pattern（b）

三維物理模擬實驗是由模型本體、注入系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成（圖2）。模型尺寸為30×30×15 cm，最大工作壓力為10 MPa，最高耐溫300 ℃，模型內(nèi)壁安裝隔熱層，外圍附加有加熱保溫系統(tǒng)，保證了整個實驗溫度的熱補償。注入過程為高壓泵將蒸餾水泵入過熱蒸汽發(fā)生器（耐溫300 ℃，耐壓10 MPa），產(chǎn)生高干度蒸汽，并通過直井井筒探頭注入到模型腔體。模型內(nèi)部安裝3 層熱電偶，共有測溫點243 個，熱電偶連接數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，可實現(xiàn)測溫數(shù)據(jù)的實時采集并繪制溫度場圖。設置一口直井注汽，一口水平井采油，直井在水平井上方5 cm處進行射孔，水平井水平段全部射開。

圖2 三維物理模擬實驗整體設計流程（a）及井網(wǎng)示意圖（b）Fig.2 Overall design flow of 3D physical simulation experiment（a）and well pattern diagram（b）

1.2 實驗材料

二維、三維物理模擬實驗均采用純凈的石英砂，根據(jù)油藏實際參數(shù)，按照物理模擬相似準則的要求［10-12］，儲層孔隙度、含油飽和度等物性參數(shù)按照相近原則充填模型，井距及油層厚度等幾何參數(shù)按照等比例相似進行設計，滲透率、注汽速度等操作參數(shù)按照運動相似準則進行相應設計（表1）。實驗所使用的原油為VHSD 試驗區(qū)的現(xiàn)場原油，實驗用水為蒸餾水，通過蒸汽發(fā)生器后的蒸汽溫度為250 ℃，蒸汽干度為0.7。

表1 物理模擬實驗模型的物性參數(shù)Table 1 Physical properties of physical simulation experimental model

1.3 實驗流程

1.3.1 二維物理模擬實驗

將二維物理模擬實驗裝置右上端作為蒸汽注入口的直井，其對角線的另外一端距離底部2 cm 處作為原油采出口的水平井。具體實驗步驟為：①連接好實驗裝置并抽真空，采用蒸餾水飽和模型測出填砂模型的孔隙度，并在穩(wěn)定蒸餾水注入速度下計算出相應的滲透率；②從注入口向模型中注入原油（被加熱至100 ℃）直至采出口不再產(chǎn)水，為保證模型內(nèi)部各處含油飽和度盡量分布均勻，需反過來從采出口向模型中注入原油直至注入口不再產(chǎn)水，此時可計算出模型的含油飽和度及束縛水飽和度，隨后將模型溫度、壓力分別穩(wěn)定在原始地層溫度（20 ℃）和地層壓力（2 MPa）下12 h；③通過加熱保溫系統(tǒng)，對模型本體加熱并穩(wěn)定至100 ℃（此溫度原油具有流動性），以達到蒸汽吞吐末期的地層溫度；④從注入口向模型中注入過熱蒸汽發(fā)生器所產(chǎn)生的高溫蒸汽（實測蒸汽溫度為250 ℃），蒸汽注入速度穩(wěn)定在60 mL/min，定時記錄注入口、采出口壓力及溫度場變化，計量蒸汽注入量、原油和水的采出量，直至產(chǎn)水率達到97%時結(jié)束實驗；⑤清洗相關實驗裝置。

1.3.2 三維物理模擬實驗

將三維物理模擬實驗裝置右下端距離底部2 cm 處設置為原油采出口的水平井，左上側(cè)距離水平井35 cm 處設置為蒸汽注入口的直井，其射孔段高于水平井垂向距離5 cm。具體實驗步驟為：①把外部包裹74 μm 防護紗網(wǎng)的模擬井安裝到指定接口，在模型的內(nèi)壁及頂蓋上部抹耐高溫膠并進行拉毛工藝處理，隨后向模型中裝填模型砂，同時用氮氣對模型試壓；②采用蒸餾水飽和模型測出填砂模型的孔隙度，并在穩(wěn)定蒸餾水注入速度下計算出相應的滲透率，然后從注入口向模型中注入原油（被加熱至100 ℃）直至采出口不再產(chǎn)水，再反過來從采出口向模型中注入原油直至注入口不再產(chǎn)水，此時可計算出模型的含油飽和度及束縛水飽和度；③開啟模型外壁的加熱板對模型本體進行加熱，待模型內(nèi)部各測點的溫度達到50 ℃時開始實驗；④優(yōu)先進行蒸汽吞吐預熱，直井每輪注蒸汽速度為180 mL/min，注汽4 min，燜井0.5 min，生產(chǎn)13 min，水平井每輪注蒸汽速度為360 mL/min，注汽4 min，燜井0.5 min，生產(chǎn)13 min，通過4 輪吞吐實現(xiàn)直井與水平井的連通；⑤隨后轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復合生產(chǎn)，從直井注入口向模型中注入過熱蒸汽發(fā)生器所產(chǎn)生的高溫蒸汽（實測蒸汽溫度為250 ℃），根據(jù)實驗過程，注汽速率控制在60 mL/min 左右，使用數(shù)據(jù)采集處理及控制系統(tǒng)實時監(jiān)測模型內(nèi)溫度和壓力的變化，并計量蒸汽注入量、原油和水的采出量，直至產(chǎn)水率達到97%時結(jié)束實驗；⑥清洗相關實驗裝置。

2 物理模擬實驗結(jié)果分析

2.1 蒸汽腔前緣形態(tài)

二維物理模擬實驗開始24 min 后，受蒸汽超覆及水平井泄壓對蒸汽產(chǎn)生牽引的影響，高溫帶分布于直井注汽井附近及模型頂部，蒸汽腔前緣沿著頂部向水平井方向擴展，此時注采壓差為1.3 MPa，蒸汽驅(qū)替起主導作用，處于蒸汽驅(qū)替階段。隨著蒸汽的持續(xù)注入，蒸汽腔前緣逐步向水平井方向擴展。當實驗進行至110 min 時，注采壓差下降至0.5 MPa，在水平井上方逐漸形成泄油面，水平井上方溫度逐步升高，重力作用增加，此時進入重力泄油階段。當實驗進行至214 min 時，蒸汽腔前緣開始整體向下推進，水平井上方可觀察到明顯的泄油面。當實驗進行到438 min 時，模型的87.5%以上完全被蒸汽前緣波及，生產(chǎn)達到極限（圖3）。

圖3 二維物理模擬實驗蒸汽前緣溫場變化Fig.3 Temperature field change of steam chamber front in 2D physical simulation experiment

二維物理模擬實驗表明，針對薄層稠油油藏，蒸汽在蒸汽超覆作用下先沿油層頂部向水平井方向擴展，在蒸汽驅(qū)替作用下，加熱原油被水平井采出，形成泄壓點，蒸汽前緣形態(tài)由“壺嘴”形向“鐘”形演變；隨著蒸汽前緣擴展至水平井上方，在重力泄油作用下，蒸汽腔向下推進，前緣形態(tài)由“鐘”形向“帽沿”形演變，最終蒸汽波及系數(shù)達0.875，展現(xiàn)了薄層稠油前期蒸汽驅(qū)替、中后期重力泄油的驅(qū)油過程。

2.2 蒸汽腔立體演變

三維物理模擬實驗初期，為防止蒸汽注入速度過快，導致蒸汽沿模型內(nèi)壁擴展，設置試驗初期注入速度為60 mL/min，蒸汽腔受蒸汽超覆及水平井泄壓牽引影響，逐漸向水平段方向擴展，在蒸汽驅(qū)替作用下，加熱原油逐步驅(qū)替至下方水平井被采出，蒸汽占據(jù)頂部空間，此時蒸汽腔形成，體現(xiàn)了前期蒸汽驅(qū)替采油過程。隨著蒸汽的持續(xù)注入，蒸汽腔逐步擴大，向水平段方向橫向擴展，進入蒸汽腔橫向擴展階段。當蒸汽腔在水平井上方形成后，會在水平井上方形成穩(wěn)定的泄油溝槽，在重力作用下，蒸汽汽化潛熱加熱的原油沿泄油面滲流至水平井被采出，蒸汽占據(jù)已采出原油空間體積，展現(xiàn)了重力泄油開發(fā)過程。隨后蒸汽腔開始向下擴展，發(fā)育速度明顯加快，泄油槽向兩側(cè)擴大，泄油面坡度隨之減小，直至蒸汽幾乎充滿整個模型腔體（圖4）。

圖4 直井-水平井組合驅(qū)泄復合開發(fā)方式（VHSD）三維物理模擬實驗蒸汽腔發(fā)育過程Fig.4 Development diagram of steam chamber in VHSD 3D physical simulation experiment

三維物理模擬再現(xiàn)了驅(qū)泄復合立體蒸汽腔的演變過程，實驗表明：在前期利用蒸汽驅(qū)替作用促使蒸汽腔形成，后期在重力泄油作用下，注采井間蒸汽腔可以實現(xiàn)均衡擴展，蒸汽波及系數(shù)達0.82，井間剩余油得到有效動用，可實現(xiàn)油藏采收率大幅度提高。

3 數(shù)值模擬研究

3.1 模型設計

為了進一步驗證蒸汽腔演變特征，采用數(shù)值模擬方法同步開展研究［13-19］。利用CMG 軟件的STARS模塊，基于新疆風城油田F 井區(qū)齊古組基礎地質(zhì)油藏參數(shù)及井網(wǎng)設置（表2），建立三維數(shù)值模擬單井組模型。該模型單個井組設置8 口直井注汽井和1口水平井生產(chǎn)井，水平井長度為250 m，直井-水平井井距為50 m，直井-直井井距為70 m，直井射孔井段底界與水平井所在平面垂直距離為5 m（圖5）。

表2 數(shù)值模擬基礎模型參數(shù)Table 2 Basic parameters of numerical simulation

圖5 數(shù)值模擬井網(wǎng)關系平面（a）和剖面（b）示意圖Fig.5 Schematic diagram of numerical simulation well pattern plane（a）and section（b）

3.2 蒸汽腔演變規(guī)律

開發(fā)初期，通過直井、水平井蒸汽吞吐預熱油層，為建立井間水動力連通創(chuàng)造了條件（圖6）。蒸汽吞吐預熱結(jié)束后，水平井吞吐動用區(qū)域平面上呈“啞鈴”形，兩端動用范圍大，中間動用范圍小，直井和水平井井間溫度升高、壓力下降，井間原油黏度降至1 000 mPa·s 左右，形成水動力連通，為轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復合開發(fā)奠定了基礎。

圖6 蒸汽吞吐預熱結(jié)束時地層含油飽和度、原油黏度、溫度及壓力場分布Fig.6 Distribution of formation oil saturation，crude oil viscosity，temperature and pressure field at the end of steam huff and puff preheating

從蒸汽腔發(fā)育角度分析，在直井連續(xù)注入蒸汽轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復合開發(fā)后，注入蒸汽在直井周圍逐漸占據(jù)被采出原油的空間而形成小的獨立腔體，蒸汽腔在較大生產(chǎn)壓差驅(qū)替作用下，沿注采井間水動力連通通道逐漸向水平井上方擴展。蒸汽腔在水平井泄壓牽引作用下，逐漸下降至水平井上方，出現(xiàn)泄油點，此時的蒸汽腔呈倒三角形，直井周圍蒸汽腔呈“孤島”形，進入蒸汽腔形成階段（圖7a）。隨著注入蒸汽量的增加，水平井兩側(cè)的直井周圍蒸汽腔沿直井連線在水平段上方逐漸匯聚，并逐步發(fā)育至頂部，呈現(xiàn)“廊橋”形，并由此開始橫向擴展，進入蒸汽腔擴展階段（圖7b）。隨著開發(fā)的不斷深入，水平段上方的泄油點逐漸連通成段，水平段動用程度也逐漸增加，蒸汽的波及體積不斷擴大，水平段上方的蒸汽腔逐漸匯聚成一個大腔體，并整體發(fā)育至頂部，開始了蒸汽腔下降階段（圖7c）。

圖7 不同生產(chǎn)階段蒸汽腔發(fā)育情況Fig.7 Development of steam chamber at different production stages

4 開發(fā)規(guī)律認識

通過對VHSD 三維物理模擬實驗產(chǎn)量、含水率、采出程度及油汽質(zhì)量比進行分析，并結(jié)合蒸汽腔演變規(guī)律，可以看出，VHSD 生產(chǎn)的整個過程可劃分為注采預熱階段、蒸汽腔形成階段、蒸汽腔擴展階段、蒸汽腔下降階段（圖8、圖9）。

圖8 三維物理模擬實驗產(chǎn)油量和含水率變化曲線Fig.8 Curves of oil yield and water content in 3D physical simulation experiment

圖9 三維物理模擬實驗采出程度和油汽比變化曲線Fig.9 Curves of recovery degree and oil-steam ratio in 3D physical simulation experiment

（1）注采預熱階段。該階段操作壓力較大，通過多輪蒸汽吞吐，井筒周圍原油被采出，井間溫場逐步提升，促使井間建立水動力連通，為注采預熱階段。該階段蒸汽注入時間為70 min，產(chǎn)油量先升后降，最高達13.6 mL/min，含水率很快上升至95%，階段采出程度為6.1%，油汽比為0.10。

（2）蒸汽腔形成階段。該階段操作壓力呈下降趨勢，蒸汽占據(jù)被采原油空間，逐漸形成蒸汽腔，與蒸汽發(fā)生熱交換的原油量逐步提高，期間提高蒸汽注入量，蒸汽超覆作用明顯，蒸汽腔緩慢發(fā)育并逐漸波及整個油藏頂部，為蒸汽腔形成階段。該階段蒸汽注入時間為225 min，產(chǎn)油量緩慢上升，含水率一直呈平緩下降趨勢，階段采出程度為13.8%，油汽比為0.13。

（3）蒸汽腔擴展階段。通過逐步提高注汽速度，采出端適當控制采出速度，促使蒸汽腔沿油藏頂部逐步橫向擴展并均勻發(fā)育，為蒸汽腔橫向擴展階段。該階段蒸汽注入時間為121 min，蒸汽腔橫向擴展加熱原油面積逐漸擴大，重力泄油作用增強，泄油面增大，含水率先下降后緩慢升高，產(chǎn)油量達到峰值，最高產(chǎn)油量達31.3 mL/min，階段采出程度為30.8%，油汽比為0.28。

（4）蒸汽腔下降階段。隨著蒸汽腔開始下降，泄油高度減小，重力泄油能力逐漸減弱，該階段注汽時間為75 min，產(chǎn)油量迅速遞減，由23 mL/min下降至5 mL/min，含水率迅速上升至91%，階段采出程度為4.9%，油汽比為0.13。

整個實驗過程歷時455 min，VHSD 生產(chǎn)最終采出程度約55.6%，油汽質(zhì)量比為0.17，且主要產(chǎn)油期在蒸汽腔擴展階段。

5 結(jié)論

（1）二維、三維物理模擬實驗表明，VHSD 開發(fā)蒸汽腔形成初期，注采壓差約為1.3 MPa，主要以蒸汽驅(qū)替為主，進入蒸汽腔擴展階段，注采壓差降至0.5 MPa，主要以重力泄油為主，揭示了前期蒸汽驅(qū)替、中后期重力泄油的驅(qū)泄復合驅(qū)油機理。

（2）VHSD 開發(fā)過程中蒸汽腔前緣形態(tài)由“壺嘴”形向“鐘”形再向“帽沿”形演變，蒸汽腔立體形態(tài)在直井周圍先呈“孤島”形，后連通成“廊橋”形，最后匯聚成一個大腔體，蒸汽波及系數(shù)達0.8 及以上。

（3）結(jié)合蒸汽腔演變規(guī)律和實驗數(shù)據(jù)，VHSD生產(chǎn)的整個過程可劃分為注采預熱階段、蒸汽腔形成階段、蒸汽腔擴展階段，蒸汽腔下降階段，其中主力產(chǎn)油期為蒸汽腔擴展階段，整個生產(chǎn)周期采出程度可達55.6%，油汽比為0.17。