李兆敏，王 鵬，鹿 騰，王壯壯，李松巖，劉尚奇，李星民

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266580;2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083)

在委內(nèi)瑞拉及加拿大等地區(qū)，一些稠油油藏在衰竭開采過程中產(chǎn)油迅速，且所獲得的一次采收率遠高于理論預(yù)期［1］。一般認為，溶解氣驅(qū)過程中形成的泡沫油流是產(chǎn)生這種現(xiàn)象的主要原因［2-6］。泡沫油流是氣相以小氣泡形式分散在油流中而形成的一種獨特的流動形態(tài)，由于稠油的黏度高，氣泡難以聚并形成連續(xù)相，這樣既降低了氣相流度又增加了油相流度［7-8］，使得溶解氣驅(qū)過程中不易發(fā)生氣竄，因此顯著提高了溶解氣驅(qū)采收率。在這類油藏中，盡管一次采收率較高，在溶解氣驅(qū)結(jié)束后，地層中仍有大量剩余油存在［9-11］。因此開采過程中采取相應(yīng)措施充分發(fā)揮泡沫油流的優(yōu)勢，從而進一步提高采收率具有重要意義。水驅(qū)普遍應(yīng)用于常規(guī)油藏的二次開采中。由于稠油黏度大，易發(fā)生嚴(yán)重指進現(xiàn)象，對于稠油油藏水驅(qū)效果差［12-14］，但因開發(fā)成本低，在部分稠油油藏也有所應(yīng)用［15-18］。筆者通過物理模擬實驗，研究水驅(qū)對泡沫油衰竭開采后采收率的提高程度，分析不同轉(zhuǎn)驅(qū)壓力、水驅(qū)速度對提高采收率的影響，并對水濕性多孔介質(zhì)中見水后稠油水驅(qū)機制進行討論。

1 實驗

1.1 實驗條件

實驗測試油樣采用委內(nèi)瑞拉某區(qū)塊地面脫氣原油，脫氣原油密度為1 016 kg/m3，54℃下原油黏度為14491 mPa·s。溶解氣模擬現(xiàn)場溶解氣，采用二氧化碳與天然氣混合氣體，體積分數(shù)分別為18%和82%。實驗所用活油油樣使用高溫高壓配樣器配制，高于泡點壓力條件下呈單一液相，溶解氣油比為18，54℃下泡點壓力為6.12 MPa。

1.2 實驗方法

圖1 實驗流程圖Fig.1 Workflow of waterflooding experiment

1.2.1 轉(zhuǎn)驅(qū)壓力影響實驗

分別在衰竭至不同壓力下進行水驅(qū)物理模擬實驗。實驗流程圖如圖1所示，實驗步驟為:①根據(jù)泡點壓力及溶解氣油比在配樣器中配制活油;②使用石英砂制作水濕性填砂管模型，稱取模型干重，抽真空4h;③飽和水，測量巖心滲透率，稱取濕重，計算孔隙度;④將巖心放置恒溫箱中恒溫4 h后飽和油，溫度設(shè)置為54℃，回壓設(shè)置為8 MPa(回壓大于原油泡點壓力)，根據(jù)出水體積計算初始含油飽和度;⑤將模型恒溫4 h后模擬稠油衰竭式開采過程，逐漸降低回壓，壓降速度設(shè)置為0.1 MPa/min，記錄實驗過程中產(chǎn)油量和壓力隨時間的變化關(guān)系;⑥衰竭至實驗設(shè)定壓力時保持回壓不變，轉(zhuǎn)為水驅(qū)，驅(qū)替至3 VP(VP為孔隙體積)實驗結(jié)束，水驅(qū)速度設(shè)置為0.5 mL/min，記錄注水過程中產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和注入壓力隨注入體積的變化關(guān)系。

1.2.2 水驅(qū)速度影響實驗

根據(jù)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力實驗結(jié)果，在最佳轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下分別進行不同水驅(qū)速度的水驅(qū)物理模擬實驗。水驅(qū)速度分別設(shè)置為 0.01、0.10、0.50 和 2.50 mL/min，記錄實驗過程中產(chǎn)油量、產(chǎn)水量及注入壓力隨注入體積的變化關(guān)系。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 轉(zhuǎn)驅(qū)壓力影響

通過一維巖心水驅(qū)物理模擬研究了轉(zhuǎn)驅(qū)壓力對開發(fā)效果的影響，各組實驗參數(shù)及實驗結(jié)果分別如表1、2所示。

表1 實驗填砂管模型數(shù)據(jù)Table 1 Experiment data of sand packs

實驗1-1中轉(zhuǎn)驅(qū)壓力為0 MPa，完整地模擬了稠油溶解氣驅(qū)過程，通過該組實驗可以較好地觀察泡沫油流特征。圖2為實驗1-1溶解氣驅(qū)過程中采收率及累積生產(chǎn)氣油比隨系統(tǒng)平均壓力的變化關(guān)系。從圖2中可以看出，溶解氣驅(qū)過程可分為3個階段［19］。原始壓力至泡點壓力為第一階段，由于壓力高于泡點壓力，沒有溶解氣析出，為單相滲流階段，依靠原油彈性能產(chǎn)油，產(chǎn)油速度緩慢，累積生產(chǎn)氣油比接近原始溶解氣油比;泡點壓力至3.1 MPa為第二階段，該階段中溶解氣析出，但由于高的原油黏度，氣相無法發(fā)育成連續(xù)相，以小氣泡形式分散在油相中，形成獨特的泡沫油流形態(tài)［2-3］，因此產(chǎn)油速度迅速上升，累積生產(chǎn)氣油比緩慢增加;在3.1 MPa處累積生產(chǎn)氣油比曲線出現(xiàn)拐點，該點所對應(yīng)壓力即為擬泡點壓力［20］，當(dāng)系統(tǒng)壓力低于擬泡點壓力時，分散在油相中的氣泡發(fā)生聚并，并逐漸發(fā)育成連續(xù)氣相，形成氣竄通道，產(chǎn)油速度顯著降低，累積生產(chǎn)氣油比迅速增加。通過以上分析可知，泡沫油流階段是稠油溶解氣驅(qū)過程中的主要產(chǎn)油階段，在這一階段的采出程度占最終一次采收率的90.91%。這是由于泡沫油擬泡點壓力比泡點壓力低，臨界氣相飽和度較高，一般可達8% ～9%［3］，減緩了氣體的釋放，地層壓降速度降低，使得氣體在原油中的滯留時間更長，這樣既降低了氣相的流度，不易發(fā)生氣竄，又增大了油相的流度，從而更加有利于原油的采出。而泡沫油的形成存在一定的壓力范圍，因此，合理地選擇轉(zhuǎn)驅(qū)壓力進行注水，從而充分發(fā)揮泡沫油流的優(yōu)勢對于該類油藏的開采具有重要意義。

表2 不同轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下水驅(qū)實驗結(jié)果Table 2 Waterflooding experiment results under different pressures at injection timing

圖2 水驅(qū)采收率及累積生產(chǎn)氣油比隨系統(tǒng)平均壓力變化關(guān)系Fig.2 Waterflood recovery and gas oil ratio vs.average pressure

圖3 采出程度隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力變化關(guān)系Fig.3 Different kinds of recovery vs.pressure at injection timing

圖3為各組實驗采出程度隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力的變化關(guān)系。從圖3可以看出，溶解氣驅(qū)采出程度隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力降低而逐漸升高。當(dāng)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力高于3.1 MPa時，溶解氣驅(qū)采出程度隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力降低而迅速升高;當(dāng)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力低于3.1 MPa時，溶解氣驅(qū)采出程度隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力降低變化較小。這與一個完整的溶解氣驅(qū)過程規(guī)律相符，表明各組實驗具有很好的一致性。

從圖3看出，水驅(qū)采出程度隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力的升高呈階梯式增長規(guī)律。首先，在6.2～4.6 MPa范圍內(nèi)，水驅(qū)采出程度隨壓力的降低而迅速降低。這可能是由于在這一階段的泡沫油流處于發(fā)育階段，壓力的降低使得分散在油相中的氣泡逐漸變多變大［19］。

式中，σ為油氣界面張力，N/m;r1和 r2為氣泡的曲率半徑，m。

當(dāng)氣泡小于孔喉直徑時，對油相的封堵作用較小，隨著壓力的降低氣泡逐漸增大，氣泡通過孔喉時發(fā)生的賈敏效應(yīng)對油相產(chǎn)生的阻力增大。這導(dǎo)致了更加不利的水油流度比，因此注入水更易發(fā)生水竄，形成水流通道，導(dǎo)致水驅(qū)采收率迅速減小。在4.6～3.1 MPa時，泡沫油流發(fā)育成熟，分散氣泡的大小與數(shù)量趨于穩(wěn)定，氣泡的封堵作用對壓力的敏感程度下降，因此在這一轉(zhuǎn)驅(qū)壓力范圍內(nèi)水驅(qū)采收率隨壓力降低變化較小。當(dāng)壓力低于擬泡點壓力時，分散在油相中的氣泡逐漸合并形成連續(xù)相，并逐漸發(fā)育成氣竄通道，注入水會沿滲流阻力較低的氣竄通道發(fā)生竄流，導(dǎo)致水驅(qū)采收率隨壓力的下降而迅速降低。但隨著壓力的繼續(xù)降低，氣竄通道逐漸發(fā)育成熟，水驅(qū)采收率隨壓力的變化逐漸減小。

通過分析可知，水驅(qū)可以在溶解氣驅(qū)的基礎(chǔ)上進一步提高采收率。溶解氣驅(qū)采收率隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力的降低而逐漸增大，水驅(qū)采收率隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力的降低而逐漸減小，總采收率在3.1 MPa時達到最高值，也就是近似在擬泡點壓力處的開發(fā)效果最好。這是由于當(dāng)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力較高時，無法充分發(fā)揮溶解氣驅(qū)中泡沫油的優(yōu)勢。當(dāng)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力較低時，氣體已經(jīng)發(fā)育成連續(xù)氣相，注入水容易在氣竄通道內(nèi)發(fā)生竄流。

圖4為不同轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下注采壓差隨注入體積的變化關(guān)系。在注入水到達產(chǎn)出端之前，由于油水流度比大，水的注入速度大于油的產(chǎn)出速度，注采壓差首先隨注入體積逐漸升高。當(dāng)注入水突破時，注采壓差達到峰值，之后逐漸降低并趨于平穩(wěn)，說明此時水竄通道已經(jīng)形成。從圖4可以看出，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力越低，最高注水壓差越低，注入水突破時間越早。這表明轉(zhuǎn)驅(qū)壓力越低，氣相連續(xù)程度越高，對水的滲流阻力越低，越利于水的突破。圖5為各轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下含水率隨注入體積的變化關(guān)系。從圖5中可以看出，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力越高，見水時刻含水率越低，含水率上升速度越慢。分析其原因可能是由于轉(zhuǎn)驅(qū)壓力影響了孔喉結(jié)構(gòu)中的油氣分布，因此改變了水驅(qū)穩(wěn)定性，使得見水時間、見水時刻含水率及含水率上升速度不同，進而影響水驅(qū)采收率。此外，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力越高，溶解氣驅(qū)采收率越低，地層中有更多的油未被采出，這也是造成后續(xù)水驅(qū)采收率隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力升高而增大的一個主要原因。

圖4 各轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下注采壓差對比Fig.4 Pressure drop comparison under different pressures at injection timing

圖5 各轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下含水率變化對比Fig.5 Water cut comparison under different pressures at injection timing

表3為各個轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下采出程度隨含水率的分布情況。從表3中可以看出，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力低于擬泡點壓力(3.1 MPa)時，大部分油均在高含水期產(chǎn)出，而轉(zhuǎn)驅(qū)壓力高于擬泡點壓力時高含水期產(chǎn)油量所占比重相對較小。對比可見，含水率低于90%時，采收率隨轉(zhuǎn)驅(qū)壓力升高而增大，且增大幅度較為明顯;而含水率高于90%時，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力對采收率的影響則不明顯。這說明轉(zhuǎn)驅(qū)壓力對水驅(qū)采收率的影響主要作用在高含水期前，對于高含水期影響較小。

表3 不同轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下的采收率隨含水率分布情況Table 3 Waterflooding recovery vs.water cut under different core pressure at start of injection

2.2 水驅(qū)速度影響

通過一維巖心水驅(qū)物理模擬研究了水驅(qū)速度對開發(fā)效果的影響，各實驗參數(shù)及實驗結(jié)果分別如表4、5 所示。

表4 實驗填砂管模型數(shù)據(jù)Table 4 Experiment data of sand packs

圖6為各水驅(qū)速度條件下水驅(qū)采收率隨注入體積變化關(guān)系。從圖6及表5中看出，水驅(qū)速度越低，產(chǎn)出端見水時間越晚，見水時刻含水率越低，水驅(qū)采收率越大，最高水驅(qū)速度與最低水驅(qū)速度水驅(qū)采收率可相差13.11%。這與水驅(qū)替稠油的機制有關(guān)。水驅(qū)稠油的動力主要有水相的滲吸作用、重力及驅(qū)替壓差［1，14］。由于本次實驗是在水平放置的巖心管內(nèi)開展的，且油水密度差較小，因此重力作用可以忽略。由表5可知，水驅(qū)速度越大，驅(qū)替壓差越大，但實驗結(jié)果顯示水驅(qū)速度越大，采收率越小?？紤]到實驗所用石英砂潤濕性為水濕，因此，相對而言，水在毛管力驅(qū)動下的滲吸作用應(yīng)該是驅(qū)油的主要動力。所謂滲吸是多孔介質(zhì)在毛細管力驅(qū)動下自發(fā)地吸入某種潤濕液體的過程，當(dāng)飽和多孔介質(zhì)侵入或者接觸另一種潤濕能力更強的液體時，這種液體將在潤濕并 吸入多孔介質(zhì)過程中置換出原有非潤濕流體。

表5 不同水驅(qū)速度下水驅(qū)實驗結(jié)果Table 5 Waterflooding experiments results under different injection rates

圖6 各水驅(qū)速度下水驅(qū)采出程度對比Fig.6 Waterflood recovery under different injection rate

表6為各組實驗驅(qū)替速度及穩(wěn)定驅(qū)替壓差比值的對比情況。從表6看出，穩(wěn)定驅(qū)替壓差比值始終大于驅(qū)替速度比值。穩(wěn)定驅(qū)替壓差計算式［10］為

式中，Δptot為一定速度下的穩(wěn)定驅(qū)替壓差，Pa;Δpw和Δpo分別為水相和油相的壓差，Pa;Δpc為毛管力，Pa。

表6 各組實驗驅(qū)替速度與穩(wěn)定驅(qū)替壓差對比Table 6 Comparison between injection rate and pressure drop

由表4可知，各組實驗所用巖心滲透率、孔隙度大致相同，因此各組實驗中Δpc相差較小。而驅(qū)替速度越小，所需Δpw和Δpo越小，Δpc的作用就相對越強，因此Δptot相對越小。通過以上分析可知，驅(qū)替速度越低，毛管力驅(qū)動下水的滲吸作用相對越強，驅(qū)油效果越好。

為進一步驗證水在孔隙介質(zhì)中的滲析作用進行了實驗2－5。圖7為實驗2－5條件下含水率及注采壓差隨注入體積的變化關(guān)系。在注水1.5VP后停注24 h，再次注水后觀察到含水率明顯下降，但很快恢復(fù)到高含水水平。這證實了注入水在多孔介質(zhì)中的滲吸作用。在停注期間，油水在毛管力作用下在多孔介質(zhì)中重新分布，注入水通過滲吸作用進入之前難以波及到的細小孔喉中并將油驅(qū)替至大孔道中［9-10］，因此重新注水時含水率明顯下降?？梢?，合理控制水驅(qū)速度可在一定程度上提高水驅(qū)的波及系數(shù)，從而改善泡沫油的水驅(qū)開發(fā)效果。

圖7 含水率及注采壓差隨注入體積的變化關(guān)系Fig.7 Water cut and pressure drop for different water injected

3 結(jié)論

(1)泡沫油流階段是稠油溶解氣驅(qū)過程中的主要產(chǎn)油階段，在這一階段的采出程度可占最終一次采收率的90.91%。

(2)水驅(qū)可在泡沫油溶解氣驅(qū)的基礎(chǔ)上進一步提高采收率。隨著轉(zhuǎn)驅(qū)壓力的降低，泡沫油溶解氣驅(qū)采收率逐漸升高，水驅(qū)采收率呈階梯式規(guī)律下降?？偛墒章试谵D(zhuǎn)驅(qū)壓力為擬泡點壓力3.1 MPa附近時最大，可達35.71%。

(3)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力可能通過影響孔喉中油氣兩相的分布而影響到泡沫油水驅(qū)穩(wěn)定性，并且這種影響主要作用在高含水期前，含水率達到90%后轉(zhuǎn)驅(qū)壓力對水驅(qū)影響較小。

(4)水的滲吸作用是水濕性多孔介質(zhì)中見水后水驅(qū)泡沫油的主要動力，水驅(qū)速度越低，滲吸作用相對越強，水驅(qū)采收率越高。水驅(qū)速度由2.5降為0.01 mL/min時水驅(qū)采收率可提高13.11%。

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