HDCS吞吐转蒸汽驱物理模拟研究

王春智，李兆敏，刘 伟，李宾飞，李松岩

(1.中国石油大学，山东 青岛 266580;2.成都理工大学，四川 成都 610059)

引 言

胜利油田郑411块原油在油藏温度下(68℃)地面脱气原油黏度大于12×104mPa·s，油藏埋深为1 300～1 430 m，是典型的中深薄层超稠油油藏[1]。CO2与降黏剂辅助水平井蒸汽吞吐(HDCS吞吐)技术是一项改善超稠油油藏热采开发效果的新技术，自2008年在胜利南区王庄油田郑411块有效实施以来，已取得了较好的开发应用效果[2-7]。但随着该区块吞吐轮次的增加(各井吞吐轮次普遍已达到6个轮次)，也随之面临着以下几个主要问题:①多轮次吞吐后，近井地带采出程度高，井间仍存在大量剩余油;②地层压力下降幅度大;③排水期长，多元复合吞吐效果变差;④产量递减速度加快。针对上述问题，HDCS强化采油技术亟待转换开发方式，以进一步提高超稠油油藏的开发效果和采收率。目前国内外对于埋藏较深的薄层超稠油油藏在蒸汽吞吐后转蒸汽驱技术的研究较少，为了能够掌握蒸汽吞吐后期模型内剩余油的分布情况，评价蒸汽吞吐后期转蒸汽驱的可行性[8-10]，需要进行大尺寸模型的吞吐转驱物理模拟实验研究。

1 实验

1.1 实验装置及材料

大型三维物理模拟实验装置系统主要由大尺寸圆柱形物理模型、双柱塞计量泵、蒸汽发生器、温度传感器、压力传感器、气体流量计、压力活塞容器、回压泵以及平流泵等组成。物理模型的几何尺寸为Ø500 mm×1 000 mm，均质填砂模型孔隙度为38.21%。模型饱和油量为60.2 L，模型的初始含油饱和度为80.23%。填砂后插入2口水平井，长度为80 cm，与模型转轴处于同一水平线，分别距模型中心10 cm。

实验材料:采用胜利油田超稠油，60℃下地面脱气原油黏度为145 169 mPa·s;SLKF油溶性降黏剂;CO2纯度为99.9%;石英砂分别为20～40、40 ～60、60 ～80、80 ～100、100 ～120、120 ～150、150～200目;改性栲胶、蒸馏水等。

1.2 实验步骤

第1阶段模拟在油藏条件下的蒸汽吞吐生产过程。先对1号水平井开始吞吐，注入降黏剂20 mL，速度为2 mL/min;注入液态CO2100 mL，速度为2 mL/min;关井12 h;注入蒸汽1 000 mL，速度为15 mL/min;闷井5 h，开井采油;出口利用人工计量出油量、出水量。当1号井吞吐结束后，对2号井重复上述步骤进行吞吐，第1个吞吐周期结束。保存油样并进行组分分析。依次进行上述吞吐过程，第6个吞吐周期结束后转入HDCS驱替阶段。HDCS吞吐阶段结束后将模型中心的2号水平井改为注入井，1号水平井改为生产井，回压设为5 MPa，进入第2个生产阶段，变为蒸汽驱生产。

2 实验结果及分析

2.1 不同生产阶段下的生产特征及分析

吞吐阶段不同井产油量、产液量及采收率变化关系见图 1、2。

图1 HDCS吞吐井产油量及单位压降产油量

由图1a可知，1号井的前几个吞吐周期产油量较低，这主要是由于前期地层内温度较低(68℃)，导致1号井初期产量较小。2号井初期产量较1号井要高，一方面是因为1号井前期加热了油藏，使得后续注入蒸汽热损失减少，更重要的是由于前期2号井采油过程的截止压力较低。由于实际实验过程中产油截止压力的不同造成了产油量的不同，因此对比分析了单位压降下的产油量。

图2 HDCS吞吐过程中采收率变化

从图1b中可知，1号井第3～5个周期单位压力产油量较高，2号井在投产后，其后续吞吐过程中单位压力产油量差别较小，一直处于较高的水平，这与1号井的吞吐过程中先预热了油藏，减少了2号井的热损失有关。采收率与采油量变化趋势相同，从图2中可知，吞吐6个周期后，2口井的累计采收率为10.25%，与郑411区块实际采收率10.17%接近。

图3 HDCS吞吐过程中含水率变化

图3为HDCS吞吐过程中含水率变化。从图3中可知，在2口井的吞吐阶段，不同周期间含水率变化趋势相同，均呈先下降后上升的趋势，且综合含水也是呈现先下降后上升的趋势，含水率上升较快，从第3个周期以后含水率基本在80%以上。5个轮次以后含水率已达到85%，出现了蒸汽“突破”，此时模型中已开始形成了“汽窜”通道，使得蒸汽波及系数变小，从而降低了蒸汽吞吐的开发效果，达到了转换开发方式接替蒸汽吞吐生产的时机。

6个轮次的蒸汽吞吐生产后生产方式转换为蒸汽驱，以1号井和2号井分别作为注入井和生产井，同时为了改善蒸汽的波及程度，控制蒸汽的“汽窜”，从蒸汽驱的第3个生产周期开始进行了泡沫和栲胶封堵的一系列实验，见表1。

表1 HDCS驱不同驱替周期内实验结果

对比第3、4周期可知，伴注泡沫的调剖效果要优于先注入泡沫调剖的效果。但这2个周期其采出程度依旧不高，无法满足经济效益的需求。说明注入了大量蒸汽后，模型内部的汽窜问题严重，仅依靠单纯的注泡沫已经无法达到调剖效果。从第5个周期开始进行栲胶的调剖封堵实验。第7个周期同样进行了栲胶调剖，但不同的是考虑到模型内部温度可能会影响栲胶的成胶效果，第7个驱替周期首先将模型内部温度升高至95℃，注入栲胶后关井24 h，再将模型温度降低至68℃。第7个周期内产油量没有明显升高，这是由于其蒸汽注入量(8.29L)约为前几个周期蒸汽注入量(16 L)的50%左右，而采出程度比第5、6周期高，说明升温后进行栲胶调剖取得了一定的效果，即温度对于栲胶成胶效果有一定的影响。第8～10周期进行了栲胶加蒸汽伴注泡沫的调剖方式，并且在注入栲胶前也对模型进行了升温。可见，栲胶加伴注泡沫的方式取得了较好的调剖效果，第8、9驱替周期内采出程度增加明显。说明栲胶加伴注泡沫的调剖方式对于严重汽窜的模型仍具有良好的效果。

2.2 HDCS驱后原油分布规律分析

实验结束后，首先对模型进行了冷却降温。将模型直立，对内部油砂进行了取样，并对样品进行坐标编号。沿模型中心的水平方向，原油沥青质含量和分子质量及含油率变化情况见图4。

图4 模型水平方向原油沥青质含量及分子质量分布

从图4可知，沥青质含量和分子质量等值线分布呈相同的规律。2口井之间沥青质含量和分子质量明显低于井的外侧部分，原因在于该区域的原油经过吞吐和蒸汽驱多轮次降黏剂的影响最大。在水平井的趾端靠近外侧区域沥青质含量和分子质量较高，说明扩散至该区域的降黏剂量较少。

图5为模型水平方向含油率分布情况。由图5可知，模型水平方向含油率的分布与沥青质含量和分子质量分布特征类似。2口井之间的含油率明显低于井的外侧区域，在井的趾端部位存在一个含油率最低的区域，说明经过多次调剖后该区域原油采出率较高，在水平井的趾端吸液指数较高。在靠近水平井出口中间的部位，含油率较高，说明在水平井的跟端，其吸液效果较差，需要进一步改进调剖措施。

图5 模型水平方向含油率分布

为研究模型横截面上原油的分布规律，分别沿水平井20、60 cm处做了水平面的模型截面，分析了含油率变化规律。发现距离注入井和采出井越近，油砂中含油率越低，基本上以2口井为中心，注入井附近含油率要略高于采出井附近含油率。同时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处这一趋势最为明显。该结果验证了在同一垂面上蒸汽的上覆作用和原油重力对原油采收率的影响较大，因此实际储层中，在其他因素允许的情况下，水平井应尽量靠近储层底部，以充分利用蒸汽上覆和原油的重力作用。

2.3 栲胶分布规律分析

最后一轮HDCS驱替过程中，在栲胶中混入了纳米铁，实验结束后在模型的不同深度位置进行了取样，检测得到不同位置单位油砂中所含有的纳米铁含量，从而确定了地层中主要发生汽窜的位置以及栲胶的分布规律，详见表2。

表2 模型不同部位示踪剂分布

在模型内中心垂面上，位于水平井中部上方的6号样品其示踪剂密度最高，该部位的栲胶量较多。总体看水平井上方示踪剂的密度大于下方，即最后一个HDCS驱替周期中，注入的栲胶多进入了水平井上部，尤其是水平井中部的上方区域。

3 结论

(1)蒸汽吞吐模拟实验与现场的实际生产特征较吻合。2口井的产液量随着吞吐周期数的增加也逐渐呈增加的趋势，由于在吞吐后期产液的截止压力相同，因此在吞吐后期2口井的产液量基本稳定在同一水平。

(2)蒸汽驱驱替阶段，驱替周期内产油量及含水率基本均处在逐渐上升的趋势。在驱替前期进行泡沫调剖可取得一定的效果，但中期后单独进行的泡沫调剖则效果有限。利用前期栲胶加蒸汽伴注泡沫的调剖方式能够取得良好的调剖效果。

(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，导致模型内上部含油率较低。驱替结束后，发现模型内富集油区主要集中在模型的下部和靠近水平井跟部的区域。部分高渗区域降黏剂进入量较多，但由于处于水平井下方，回采能量不足，导致该区域含油率较高。因此水平井布井时应尽量部署在储层的下部，以充分利用蒸汽上覆和原油的重力作用。

(4)通过对在油砂中的纳米铁分布规律的研究发现，栲胶主要集中于水平井模型上部，说明该区域原油被大量采出，渗透率高于水平井下方的区域，转驱之后变成了主要的蒸汽窜流通道。说明栲胶能有效进入含油饱和度较低的区域，起到良好的调剖作用。

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