王成，鐘立國*，劉建斌，劉義剛，張偉

1 中國石油大學(北京)非常規(guī)油氣科學技術研究院，北京 102249

2 中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459

0 引言

渤海油田位于中國東部的渤海灣盆地，累計發(fā)現(xiàn)超過50×108t的石油地質儲量，原油地質儲量大多為稠油[1]。渤海稠油油藏埋深大部分為900～1500 m，原始地層壓力高，油藏條件下原油黏度200～50 000 mPa·s。稠油黏度大，流動阻力大，常規(guī)方法很難采出。熱力采油是開發(fā)稠油油藏的有效方法，其最主要的機理是加熱原油，使原油黏度降低、增大原油流動性。蒸汽吞吐、多元熱流體吞吐等開發(fā)方式采油速度低，產量下降快，開發(fā)后期經濟效益變差，最終采收率比較低，預測采收率一般在17%～21%。為高效開發(fā)海上稠油油藏，進一步提高采收率，需要轉換開發(fā)方式。

蒸汽輔助重力泄油技術(SAGD)以蒸汽作為熱源、依靠受熱原油和凝析液的重力開采稠油，適合于開采原油黏度較高的特稠油或超稠油油藏[2-8]。多元熱流體輔助重力泄油(Multi-thermal Fluid Assisted Gravity Drainage，MFAGD)是利用多元熱流體(蒸汽、N2和CO2)替代蒸汽的一項SAGD的改進技術，其主要機理除了SAGD的機理外，還有氣體溶解降黏、氣體抽提作用、減少熱損失等[9-12]。由于非凝析氣的存在，注入的蒸汽可隨著非凝析氣向油層深部運移，有助于蒸汽腔的形成。

長期以來，國內外重力泄油生產實踐均在低壓環(huán)境中進行[13-15]，并對低壓環(huán)境下的重力泄油生產開展了大量研究[14-24]。一般認為，壓力較高的油藏重力泄油開采效果并不理想，主要是因為高壓環(huán)境中蒸汽腔擴展范圍有限，不能有效釋放蒸汽的潛熱[25-26]。但是，Butler也指出，壓力較高條件下，蒸汽腔溫度較高，泄油速度較快，對應的生產時間也較短，注蒸汽的熱效率并不低[2]。

本文針對渤海某稠油油田地質參數(shù)和流體參數(shù)，基于物理模擬實驗相似理論，建立了一套三維高溫高壓物理模型，開展了室內重力泄油模擬實驗。研究了不同壓力下SAGD生產過程蒸汽腔發(fā)育特征和生產動態(tài)特征，優(yōu)選出高壓油藏開展SAGD的合理壓力范圍；對比了SAGD和MFAGD的開采效果，研究了氣水比對MFAGD開采效果的影響；在此基礎上，提出了高效開采高壓稠油油藏的重力泄油方法，即SAGD轉MFAGD，并對MFAGD開采階段的氣水比進行了優(yōu)化。

1 實驗模型參數(shù)確定與實驗設備

1.1 實驗模型參數(shù)確定

本文針對渤海某特稠油油田地質參數(shù)和流體參數(shù)，基于SAGD物理模擬實驗相似準則[2,25]，確定了高溫高壓環(huán)境雙水平井重力泄油物理模擬實驗的模型參數(shù)和操作參數(shù)(表1)。模擬實驗中所用油樣為該油田實際原油，因此，流體密度、黏度等參數(shù)相似比取1。為了能夠充分反映高溫高壓環(huán)境中重力泄油的開采動態(tài)，溫度、壓力等參數(shù)相似比也取1。由于實驗模型尺寸有限，不能按照相似準則來折算水平井長度，模擬實驗中僅模擬實際水平井長度的1/4，對應地，水平井注汽量也為實際折算注汽量的1/4。

1.2 實驗設備

重力泄油物理模擬實驗裝置主要由注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、采出系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)4部分組成，如圖1所示。高溫高壓三維熱采模型直徑60 cm、長75 cm，最大承壓30 MPa，最高工作溫度350 ℃。模型上下分別填充泥質材料(如圖2所示)，模擬實際油藏頂部和底部的地層。模型兩端用法蘭密封，前端法蘭配有注入接口、采出接口、溫度傳感器和壓力傳感器等；后端法蘭配有填砂口，專門用于模型填砂，后端法蘭還配有注入采出接口，用于準備階段飽和水、飽和油。

表1 油藏原型與比例模型參數(shù)轉換Table 1 Parameters conversion of target reservoir and proportional model

圖1 高溫高壓三維物理模擬系統(tǒng)Fig. 1 High temperature and high pressure 3D physical simulation system

2 實驗材料與實驗流程

2.1 實驗材料

實驗用油：渤海某油田特稠油樣品。20 ℃時，稠油密度0.992 g/cm3，API重度為11.14，油藏溫度(45 ℃)下，黏度 32 415 mPa·s，膠質和瀝青質含量分別為15.2%和13.07%。圖3為該特稠油黏溫曲線，黏溫曲線拐點約在80 ℃處。

圖2 三維物理模擬實驗裝置和油藏模型示意圖Fig. 2 Experimental apparatus of 3D physical simulation model and reservoir model diagram

實驗用砂：該油田實際地層砂。

實驗用地層水：根據(jù)油田地層水分析結果配制的模擬地層水，總礦化度2858 mg/L，pH值為8.07，屬于NaHCO3水型。

實驗用氣體：工業(yè)高純氮(純度99.95%)，二氧化碳(純度95%以上)。

2.2 實驗步驟

(1)實驗材料準備。按照實驗設計要求，篩選顆粒大小符合實驗要求的地層砂。實驗用油為實際油藏采出原油，實驗之前需對油樣進行脫水、脫砂處理，并測定其密度和黏溫關系。對溫度傳感器和壓力傳感器進行校對，確保測定結果準確。

(2)模型裝填。按照實驗設計要求，將兩口水平井、溫度傳感器、壓力傳感器等安裝到物理模型的適當位置。將地層砂樣、原油、地層水按比例混合均勻，填入物理模型。

(3)模型氣密性檢測。模型填制完畢后，向模型通入15 MPa的高壓氮氣，在模型外涂上肥皂水，觀察有無氣泡產生，如無氣泡產生，則模型密封性良好。隨后，打開閥門，將模型內氮氣排出。

(4)模型初始條件建立。將模型放置在溫度為油藏溫度45 ℃的恒溫箱內，對模型進行加熱，觀察溫度傳感器讀數(shù)，使整個模型溫度均達到45 ℃。然后向模型內以低流速(2 mL/min)注入原油，使油藏壓力達到11 MPa。

(5)模型預熱。實驗均采用雙水平井蒸汽循環(huán)方式預熱，預熱階段井底蒸汽溫度為300 ℃；蒸汽干度約70%；兩井井間溫度超過原油黏溫曲線的拐點溫度80 ℃、模型壓力降低至實驗要求壓力時，轉入SAGD/MFAGD生產。記錄預熱過程中采出液量。

圖3 稠油樣品黏溫曲線Fig. 3 The viscosity-temperature curve of the crude oil

(6)SAGD/MFAGD生產。按照實驗要求設定的溫度、注汽量、氣水比等向水平注入井注入蒸汽/多元熱流體。SAGD生產過程井底蒸汽溫度為300 ℃，蒸汽干度約70%，生產井出口壓力分別控制為9 MPa、7 MPa、5 MPa和3 MPa，注入井注汽速度60 mL/min；MFAGD過程中注入的多元熱流體為蒸汽、N2和CO2的混合物，N2和CO2的體積比為4:1，根據(jù)實驗設定的不同氣水比調整注入氣體和蒸汽的比例，井底蒸汽溫度300 ℃，蒸汽干度約70%，生產井出口壓力分別控制為5 MPa，注入井注汽速度60 mL/min，氣水比分別為20、50、70和100。瞬時油汽比(瞬時產油量與注汽速度之比)低于0.1時停止實驗。實驗過程中，通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)記錄模型溫度、壓力的變化，并對采出液進行分時段收集。對收集到的采出液進行分離，計量油、水的采出速度。

3 實驗結果與討論

3.1 不同壓力下SAGD開采特征

不同壓力下SAGD模擬實驗結果如表2所示，圖4為不同壓力SAGD開采動態(tài)曲線，開發(fā)過程中模型溫度場如圖5所示。整個開發(fā)過程可分為4個階段：預熱階段、瞬時產油量上升階段、穩(wěn)產階段、瞬時產油量降低階段。預熱階段采用雙水平井同時注蒸汽的方式對模型進行預熱，兩口井之前的區(qū)域溫度超過原油黏溫曲線的拐點溫度80 ℃、模型壓力降低至實驗要求壓力時，轉入SAGD生產。瞬時產油量上升階段蒸汽腔逐漸形成，并向模型頂部擴展，如圖5(B)所示。在瞬時產油量上升階段，由于初期進入油層的蒸汽量較少，高溫蒸汽進入相對低溫的高壓環(huán)境后迅速冷凝為熱水，加熱范圍較小。隨著蒸汽的持續(xù)注入，形成了較為穩(wěn)定的蒸汽腔。蒸汽腔上升至油層頂部時進入穩(wěn)產階段。穩(wěn)產階段瞬時產油量和瞬時油汽比均達到最大值，并在較高水平持續(xù)一段時間。蒸汽腔上升到油層頂部后會逐漸向兩側擴展，蒸汽腔向兩側擴展過程中，瞬時產油量和瞬時油汽比均緩慢降低。隨著蒸汽的持續(xù)注入，蒸汽腔進一步從油層頂部沿兩側向下擴展。當瞬時油汽比低于0.1時，結束實驗。

由圖4和5可以看出，不同壓力下，SAGD的開采動態(tài)和蒸汽腔特征均有明顯差異。生產壓力較高時，蒸汽腔形成過程緩慢，開采初期形成的蒸汽腔呈橢圓狀，開采初期產油量上升較慢，瞬時產油量上升階段持續(xù)時間較長。蒸汽腔上升至油藏頂部后，蒸汽腔上部向兩側擴展速度較快，蒸汽腔呈“漏斗”形(如圖5(A3)、(B3)和(C3)。高壓條件下，穩(wěn)產期產量較高，持續(xù)時間較長，瞬時產油量下降階段，產量下降很快。高壓條件下，蒸汽腔溫度較高，9 MPa時，蒸汽腔平均溫度約為303 ℃，生產壓力3 MPa時，蒸汽腔平均溫度僅為234 ℃。蒸汽腔溫度越高，蒸汽腔內殘余油飽和度越低，圖6為不同條件開采結束后模型中部砂樣顯微照片，可以看出，生產壓力為9 MPa時，開采結束后蒸汽腔內砂樣上附著的稠油明顯較少。

圖7為不同壓力SAGD開采階段的階段采油量和累積油汽比?？梢钥闯觯S著生產壓力的升高，SAGD階段的采油量和累積油汽比均上升。當生產壓力達到7 MPa時，采油量和累積油汽比的上升幅度減緩。但是，生產壓力越高，采出液溫度也越高，對采油設備的要求越高。目前，熱力采油所使用的電潛泵耐溫可達270～290 ℃，在滿足現(xiàn)場設備性能要求的前提下，提高生產壓力能夠明顯提高采油速度和采收率。結合油田現(xiàn)場條件，推薦SAGD生產階段的生產壓力為 5～7 MPa(對應采出液溫度約為 265～285 ℃)。

表2 不同壓力SAGD模擬實驗結果Table 2 Experimental results of SAGD with different production pressures

3.2 SAGD與MFAGD開采特征對比

生產壓力5 MPa、氣水比50的MFAGD模擬實驗生產動態(tài)如圖8所示，生產過程中溫度場圖如圖9所示。MFAGD開采初期產量上升快，瞬時產油量上升至最大值后開始逐漸降低，穩(wěn)產階段和瞬時產油量降低階段的分界不明顯。與相同壓力的SAGD相比，MFAGD開采后期，產量遞減較慢，瞬時產油量和瞬時油汽較高。氣水比50時MFAGD階段采收率為55.26%，比相同壓力SAGD階段采收率高2.83%。

圖4 不同壓力下SAGD生產動態(tài)Fig. 4 Production performance of SAGD simulation experiments with different production pressures

圖5 不同壓力SAGD開采過程溫度場Fig. 5 Temperature-fields of SAGD simulation experiments with different production pressures

MFAGD開采過程中，蒸汽腔形成較早，形成的蒸汽腔形狀呈“矮胖”橢圓狀，與SAGD開采過程中形成的蒸汽腔形狀差異明顯。蒸汽腔向上擴展較慢，蒸汽腔到達油藏頂部時，油藏頂部溫度較低，而油藏中部溫度較高且加熱范圍大，蒸汽腔呈上小下大的“梨”形，如圖9(B)。這是因為氣體的注入有助于蒸汽向兩側擴展，而氣體在油層頂部的聚積，抑制了蒸汽的向上運移，蒸汽主要集中在油層中部和底部，使得油層頂部加熱不充分，而油層中部和底部加熱較充分。另外，多元熱流體中的CO2具有溶解降低稠油黏度和抽提作用，能夠進一步降低殘余油飽和度，對比圖6(B)和(D)可以看出，相同壓力下，MFAGD開采結束后，模型中部砂樣上殘余的稠油較少。

圖6 不同條件開采結束后模型中部砂樣顯微照片F(xiàn)ig. 6 Micrograph of sand sample in the middle of the model after mining under different conditions

圖7 不同壓力SAGD開采階段的階段采油量和累積油汽比Fig. 7 Oil production and cumulative oil-steam ratio of SAGD simulation experiments with different production pressures

圖8 MFAGD生產動態(tài)Fig. 8 Production performance of MFAGD simulation experiments

圖9 MFAGD開采過程溫度場Fig. 9 Temperature-fields of MFAGD simulation experiments

與相同壓力的SAGD相比，MFAGD生產過程中形成的蒸汽腔溫度較低，生產壓力為5 MPa時，SAGD蒸汽腔平均溫度約為265 ℃，而MFAGD蒸汽腔平均溫度約為240 ℃。這是因為注入氣體具有分壓作用，能夠降低蒸汽腔內蒸汽的分壓，從而降低蒸汽腔溫度。

3.3 氣水比對MFAGD開采效果的影響

多元熱流體的主要成分是水蒸汽、N2和CO2。氣水比是指在標準條件下，N2和CO2的體積與蒸汽的冷水體積當量的比值。為研究不同氣水比對MFAGD開發(fā)效果的影響，分別開展了氣水比為20、50、70和100的MFAGD模擬實驗，實驗結果如表3所示。圖10為不同氣水比MFAGD開采階段的階段采油量和累積油汽比?？梢钥闯觯S著氣水比的增加，MFAGD階段采油量和累積油汽比均上升。但氣水比超過50后，階段采油量和累積油汽比上升幅度減緩。隨著氣水比的增加，消耗氣量大幅增加。另外，氣水比較大時，容易造成注采井間氣體竄流，生產井大量排氣，對油田生產帶來不利影響。因此，在注入溫度300 ℃、生產壓力5 MPa條件下，推薦氣水比為50。

3.4 高壓稠油油藏的重力泄油方法優(yōu)化

根據(jù)SAGD和MFAGD開采特征，設計了生產壓力為5 MPa的SAGD-MFAGD模擬實驗，即初期采用SAGD開采，當瞬時產油量明顯下降時，轉為MFAGD開采，并對MFAGD開采階段的氣水比進行了優(yōu)化，模擬實驗結果如表4所示?？梢钥闯觯谙嗤a壓力下，SAGD-MFAGD開采的累積采收率比SAGD的采收率高3.33%～5.59%。SAGD開采后期，蒸汽腔體積較大，如果不增加注汽量，則蒸汽腔向外擴展速度降低，產油量下降；如果增加注汽量，則油汽比降低，經濟效益變差。SAGD開采后期，當瞬時產油量明顯下降、蒸汽腔向下擴展(實驗過程中，注汽量約1.17PV)時，轉為MFAGD開采，向地層中注入一定量氣體，不僅有助于蒸汽腔進一步向外擴展，還具有減少熱損失、降低稠油黏度、降低殘余油飽和度等作用。轉為MFAGD開采后，初期采用較大氣水比，然后逐漸降低，開采效果最好。MFAGD開采初期采用較大氣水比，能夠充分發(fā)揮氣體保持地層能量、減少熱損失等作用。當?shù)貙又写鏆饬康竭_一定程度后，注入氣體的作用減弱，甚至會對正常開采造成不利影響。MFAGD開采后期，適當降低注氣量，不僅能夠節(jié)約注氣費用，還能避免注氣量過大對正常開采造成的不利影響。

表3 不同氣水比MFAGD模擬實驗結果Table 3 Experimental results of MFAGD with different gas-water ratio

圖10 不同氣水比MFAGD開采階段的階段采油量和累積油汽比Fig. 10 Oil production and cumulative oil-steam ratio of MFAGD simulation experiments with different gas-water ratio

表4 SAGD-MFAGD模擬實驗結果Table 4 Experimental results of SAGD-MFAGD

4 結論

(1)SAGD生產壓力對蒸汽腔擴展和開采動態(tài)具有明顯的影響。生產壓力高時，蒸汽腔擴展慢，開采初期蒸汽腔呈橢圓狀、產油量上升較慢。蒸汽腔升至油藏頂部后，蒸汽腔上部向兩側擴展速度加快，蒸汽腔呈“漏斗”形。生產壓力越高，蒸汽腔溫度越高，蒸汽腔內殘余油飽和度越低，SAGD開采采收率越高。

(2)隨著生產壓力的升高，SAGD階段的采油量和累積油汽比均上升。當生產壓力達到9 MPa時，采油量和累積油汽比的上升幅度減緩。但是，生產壓力越高，采出液溫度也越高，對采油設備的要求越高。結合油田現(xiàn)場條件，推薦SAGD生產階段的生產壓力為5～7 MPa(對應采出液溫度約為 265～285 ℃)。

(3)MFAGD開采初期產量上升快，開采后期產量遞減較慢，瞬時產油量和瞬時油汽較高。隨著氣水比的增加，MFAGD階段采油量和累積油汽比均上升。但氣水比超過50后，階段采油量和累積油汽比上升幅度減緩。在生產壓力5 MPa條件下，MFAGD推薦氣水比為50。

(4)在相同生產壓力下，SAGD后期轉MFAGD開采可提高采收率5%左右。向地層中注入氣體，不僅有助于蒸汽腔擴展，還具有減少熱損失、降低稠油黏度、降低殘余油飽和度等作用。SAGD轉MFAGD開采的初期建議采用較高的氣水比，后期逐漸降低。