徐 杰 徐 玲 胡 偉.長江大學(xué)石油工程學(xué)院, 湖北 武漢 4000;.中國石油長慶油田分公司第七采油廠, 陜西 西安 7000;.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院, 北京 049

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稠油油藏氮氣輔助蒸汽驅(qū)增油機理實驗

徐 杰1徐 玲2胡 偉3
1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院, 湖北 武漢 430100;2.中國石油長慶油田分公司第七采油廠, 陜西 西安 710200;3.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院, 北京 102249

稠油油藏;氮氣輔助蒸汽驅(qū);雙管模型;流線長度比;驅(qū)油效率

0 前言

1 實驗條件及方法

1.1 實驗條件

實驗裝置由注入系統(tǒng)(ISCO泵、油釜和氮氣釜、蒸汽發(fā)生器等)、巖心夾持器、控溫系統(tǒng)(圖1中虛線部分)、壓力測量控制系統(tǒng)及油水分離系統(tǒng)組成,實驗流程見圖1。

圖1 實驗流程圖

1.2 實驗步驟

1)將巖心洗油、烘干、抽真空后,飽和地層水,裝入巖心夾持器中。在80 ℃的恒溫環(huán)境中,緩慢注入地層水約1.4 PV,用地層水疏通長巖心并測量長巖心單相水滲透率。

2)將出口端連接回壓控制器,入口端繼續(xù)注入地層水,對回壓控制器進行升壓。同時對長巖心的環(huán)壓同步

升壓(環(huán)壓始終高于注入壓力2～5 MPa)。當回壓升至7 MPa,且出口端不斷有地層水流出,則回壓建立完成。

4)開展氮氣輔助蒸汽驅(qū)實驗,實驗步驟因單管和雙管的不同而有差異。

2 單管長巖心實驗

2.1 單管長巖心實驗參數(shù)

表1 不同注入方式下的實驗參數(shù)

注入方式實驗溫度/℃模型孔隙度/()模型滲透率/μm2原始含油飽和度/()巖心長度/cm單一蒸汽驅(qū)8033 992 5988 6467 84氮氣蒸汽同注1∶18034 012 6186 5267 84氮氣蒸汽段塞驅(qū)(1∶1)8033 122 5489 1367 84

2.2 單管實驗結(jié)果分析

圖2 不同注入方式對驅(qū)油效率的影響

驅(qū)替壓差與驅(qū)替倍數(shù)的關(guān)系曲線見圖3，由圖3可以看出曲線總體上呈先上升后下降最后平緩的趨勢。驅(qū)替壓差上升階段為熱連通階段,當驅(qū)替壓差上升到一定值時才能使原油開始流動,下降階段為蒸汽突破階段,平緩階段為蒸汽剝離脫油階段。當蒸汽在管內(nèi)突破后,驅(qū)替壓差急劇降低,氮氣輔助性注入減緩了壓力下降速度,彌補了管內(nèi)壓力虧空。當注入體積保持恒定時,氮氣蒸汽段塞驅(qū)注入的氮氣量大于氮氣蒸汽復(fù)合驅(qū)注入的氮氣量,而注入氮氣量越多,氮氣補充地層能量的效果越明顯。

圖3 驅(qū)替壓差與驅(qū)替倍數(shù)的關(guān)系曲線

圖4 不同注入方式下瞬時油汽比與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系曲線

圖5 不同注入方式下累積油汽比與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系曲線

不同注入方式下瞬時油汽比與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系曲線見圖4，不同注入方式下累積油汽比與驅(qū)替倍數(shù)關(guān)系曲線見圖5。對比分析圖4、5可知,蒸汽在管內(nèi)突破后,瞬時油汽比和累積油汽比迅速下降。隨著氮氣輔助性的注入,瞬時油汽比有所提高,累積油汽比下降速度變緩,即氮氣的注入能有效地抑制蒸汽的超覆和竄槽,提高了蒸汽的熱能利用率,單位時間內(nèi)采出的油量增加。若采用累計油汽比低至0.15時作為結(jié)束蒸汽驅(qū)的經(jīng)濟極限,那么氮氣蒸汽復(fù)合驅(qū)可以延長蒸汽驅(qū)的有效開采時間,提高經(jīng)濟效益。

圖6 不同注入方式對含水率的影響

3 雙管長巖心實驗

3.1 雙管長巖心實驗參數(shù)

為了研究氮氣輔助蒸汽驅(qū)在平面上的波及系數(shù)及剩余油分布情況,根據(jù)箱體蒸汽驅(qū)替實驗將蒸汽驅(qū)替的過程看成沿著多條不同長度的流線進行的,不同流線長度對應(yīng)的壓力梯度不同,將導(dǎo)致流速不同,產(chǎn)生溫度差異,最終導(dǎo)致黏度不同,從而影響驅(qū)油效率。不同流線可以通過不同長度的長巖心來模擬。設(shè)計了4組不同長度的雙管實驗,其中雙管長度分別對應(yīng)流線長度比分別為1∶1,1.1∶1,1.25∶1,1.41∶1,見圖7。注汽參數(shù)設(shè)計：注蒸汽溫度為200 ℃,總的注入速度為3 mL/min,注入方式為氮氣蒸汽同注。其中氮氣蒸汽同注比例為1∶1,氮氣注入速度為1.5 mL/min,蒸汽注入速度為1.5 mL/min,總注入速度為3 mL/min。

圖7 不同流線比示意圖

3.2 雙管實驗結(jié)果分析

圖8 不同流線比對應(yīng)的驅(qū)油效率

不同流線比下驅(qū)替壓差變化曲線見圖9,從圖9中可以看出不同流線比時蒸汽在巖心中突破所需的驅(qū)替壓差變化較小,突破后驅(qū)替壓差趨于一致。其主要原因是在實驗過程中,高滲流線保持不變,驅(qū)替壓差主要取決于最短流線,即高滲流線。

圖9 不同流線比下的驅(qū)替壓差變化曲線

不同流線比對應(yīng)的累積油汽比變化曲線見圖10，從圖10可以看出,隨著注入體積的增加,流線比越長,累積油汽比越低,蒸汽熱利用率越低。這是因為流線長度越長,此處的壓力梯度越低,蒸汽在此處的流動速度越低,熱量損失越大。

可以根據(jù)雙管實驗中長短兩管的產(chǎn)油量,即長管產(chǎn)油量與短管產(chǎn)油量的比值,定義產(chǎn)油比。不同流線比對應(yīng)的產(chǎn)油比曲線見圖11，由圖11可以看出當注入體積達到1 PV后,產(chǎn)油比不但隨著流線比的增加逐漸降低,也隨著驅(qū)替時間的增加逐漸降低。由此可知,隨著驅(qū)替時間的不斷延長,管的長度越長,即流線長度越長，所受的影響越大。

圖10 不同流線比對應(yīng)的累積油汽比變化曲線

圖11 不同流線比對應(yīng)的產(chǎn)油比曲線

3.3 驅(qū)油效率與流線比的關(guān)系

通過線性回歸的分析方式,可以得到單管與雙管模型驅(qū)油效率與流線比的相關(guān)關(guān)系曲線,見圖12。從圖12可以看出,單管模型的驅(qū)油效率與流線長度比滿足三次函數(shù)曲線關(guān)系,且相關(guān)系數(shù)高達1;雙管模型的驅(qū)油效率與流線比滿足二次曲線關(guān)系,相關(guān)系數(shù)為0.980 9。由回歸所得到的多項式公式可以求得氮氣輔助蒸汽驅(qū)滲流場中任一流線上的驅(qū)油效率,再根據(jù)微積分原理和波及系數(shù)就能夠求得整個油藏的采出程度。

圖12 不同流線比與驅(qū)油效率關(guān)系曲線

表2 氮氣輔助蒸汽驅(qū)雙管實驗結(jié)果

參數(shù)實驗1(管長比1∶1)實驗2(管長比1∶1 1)實驗3(管長比1∶1 25)實驗4(管長比1∶1 41)原始儲量/mL88 488 488 497 488 4111 288 4123 64單管占雙管儲量百分比/()505047 652 444 455 641 558 5采出儲量/mL64 26364 857 265 455 168 5017 56驅(qū)油效率(單管)/()72 771 373 358 874 049 577 514 2驅(qū)油效率(雙管)/()36 335 634 930 832 827 632 38 28

4 結(jié)論

1)單管實驗結(jié)果表明，氮氣輔助蒸汽驅(qū)提高采收率的主要機理有三個方面:氮氣的壓縮系數(shù)較大,氮氣隨著壓力的降低而膨脹,氮氣的注入補充了地層能量,擴大了蒸汽的波及體積;氮氣在水中的溶解度很低,易在地層中形成微氣泡,微氣泡在巖心中會迅速占據(jù)原油孔道,減小死孔隙體積,從而降低殘余油飽和度;氮氣與原油界面張力較低,易與地下流體形成泡沫,使蒸汽前緣變得相對均勻,能有效提高熱能利用率。

3)采出程度與流線長度比的函數(shù)關(guān)系式可以定量計算出整個油藏的最終采收率,也可以預(yù)測蒸汽驅(qū)后剩余油的分布情況,為氮氣輔助蒸汽驅(qū)產(chǎn)能預(yù)測提供新的方法。

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2015-03-17

國家科技“十二五”重大專項(2011 ZX 05010-002)。

徐 杰(1988-),男,湖北鐘祥人,碩士研究生,主要從事油氣田開發(fā)研究。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.04.010