李兆敏, 孫永濤, 2, 鹿 騰, 侯大煒, 李賓飛, 李松巖

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津 300450)

渤海油田稠油占中國(guó)海洋油田總儲(chǔ)量的68%,主要分布在旅大、南堡、綏中、埕北等油區(qū)[1-2]。受地質(zhì)特征、沉積環(huán)境等因素的影響,渤海稠油油藏類型豐富,表現(xiàn)出儲(chǔ)量規(guī)模和黏度范圍大、油藏埋藏相對(duì)較深、水體類型豐富、部分儲(chǔ)層層薄、井距大等特點(diǎn)。由于稠油中有機(jī)質(zhì)的沉積,原油黏度較高、流動(dòng)性較差,雖然在常規(guī)注水開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)能較高,但會(huì)很快出現(xiàn)地層能量不足、產(chǎn)能降低的情況[3-5];對(duì)于熱采井,隨著熱采進(jìn)行,容易出現(xiàn)汽竄、含水率上升等問(wèn)題,制約著稠油油田的后期開(kāi)發(fā)[6-9]。目前海上稠油熱采增產(chǎn)增效方面的實(shí)驗(yàn)研究主要集中在室內(nèi)一維巖心一注一采模式驅(qū)油機(jī)制方面,缺乏對(duì)大型三維物模一注多采模式驅(qū)油過(guò)程的實(shí)驗(yàn)研究。筆者依據(jù)渤海某稠油油藏的地質(zhì)特征自主研發(fā)設(shè)計(jì)大型三維物模設(shè)備,采用三維物理模擬的實(shí)驗(yàn)方法,結(jié)合海上稠油油藏的特點(diǎn),研究在蒸汽驅(qū)過(guò)程中伴注化學(xué)劑和煙道氣等增產(chǎn)措施對(duì)稠油熱采的強(qiáng)化作用,并利用數(shù)值模擬的手段對(duì)三維物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行擬合與檢驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)裝置與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用水:按照渤海某稠油油藏真實(shí)地層水的離子組成配制,地層水水型為NaHCO3型,總礦化度為1.631 94 g/L,其中,Na++K+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、CO32-和HCO3-的質(zhì)量濃度分別為0.479 85、0.005 17、0.012 53、0.138 48、0.057 79、0.098 48、0.839 64 g/L。

實(shí)驗(yàn)用油:渤海某稠油油藏原油,50 ℃下的脫氣原油黏度為3.6 Pa·s。

實(shí)驗(yàn)用氣:工業(yè)高純度CO2(純度為99.9%),工業(yè)高純度N2(純度為99.95%)。

實(shí)驗(yàn)用化學(xué)劑:α-烯烴磺酸鈉(AOS),生產(chǎn)廠家為國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司,純度為99.5%,使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

自主研發(fā)設(shè)計(jì)的大型三維高溫高壓物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置系統(tǒng),整套系統(tǒng)包括模型系統(tǒng)、高壓艙系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)、自動(dòng)控制系統(tǒng)、采出計(jì)量系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)等,可以實(shí)現(xiàn)國(guó)內(nèi)已知最高溫度和壓力條件下(可滿足300 ℃、20 MPa以內(nèi)的實(shí)驗(yàn)技術(shù)要求)的三維物理模擬,并且在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中使用埋藏在模型不同位置處的熱電偶和壓力傳感器來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)模型的溫度場(chǎng)和壓力場(chǎng)實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè),三維高溫高壓物理模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)流程如圖1所示。

圖1 稠油熱采三維高溫高壓物理模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)流程Fig.1 Flow chart of three-dimensional experiment

圖2 三維模型井網(wǎng)分布Fig.2 Well pattern of three-dimensional model

三維實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜑槿斯ぬ钪颇Ｐ?本文中使用粒徑為0.420～0.425 mm的玻璃微珠與油水充分混合后(油水體積比為4∶1)自下而上逐層填入模型,模型的幾何尺寸為540 mm×400 mm×540 mm,模型內(nèi)布有1口注入井和4口采出井,用于模擬渤海某稠油井區(qū)的反五點(diǎn)井網(wǎng),如圖2所示。在三維模型入艙后,通過(guò)高壓艙頂蓋向艙體內(nèi)注水以實(shí)現(xiàn)實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛧鷫旱目刂?待艙體內(nèi)充滿水后,通過(guò)調(diào)節(jié)艙底的加熱裝置來(lái)控制實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷某跏紲囟?。在?shí)驗(yàn)進(jìn)行過(guò)程中,使用保溫帶將實(shí)驗(yàn)艙體及艙體的兩端蓋裹緊。

Pujol等[10]綜合考慮了原油黏度、毛管壓力和油藏單位體積的累積注入能量等因素對(duì)室內(nèi)模型和實(shí)際儲(chǔ)層的影響,并據(jù)此制定了稠油熱采物模實(shí)驗(yàn)的相似準(zhǔn)則,本文中參照Pujol等的相似準(zhǔn)則將模擬的真實(shí)油藏區(qū)塊參數(shù)按比例轉(zhuǎn)化為模型參數(shù),則模型的主要參數(shù)如表1所示。實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛥?shù)和注采參數(shù)能夠很好地反映渤海油田實(shí)際的地質(zhì)條件和生產(chǎn)參數(shù)。

表1 三維實(shí)驗(yàn)注采井設(shè)計(jì)參數(shù)

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

(1) 進(jìn)行模型組裝、熱電偶和注采井安裝、模型裝填砂、模型入艙及后續(xù)試壓等系列準(zhǔn)備工作;

(2) 按圖1所示連接實(shí)驗(yàn)線路并對(duì)模型的監(jiān)測(cè)系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)進(jìn)行初步測(cè)試;

(3) 將高壓艙溫度調(diào)至56 ℃,觀察模型內(nèi)部各點(diǎn)溫度相差不超過(guò)0.5 ℃后關(guān)閉模型出口,邊控制高壓艙圍壓邊向模型中注入脫水原油至模型增壓至5.5 MPa(在升壓過(guò)程中圍壓與模型內(nèi)部壓力之差不超過(guò)0.5 MPa),觀察模型內(nèi)部各點(diǎn)壓力相差不超過(guò)0.1 MPa且各點(diǎn)壓力基本保持不變后將各個(gè)采出裝置的回壓設(shè)置為5.5 MPa,準(zhǔn)備進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn);

(4) 進(jìn)行200 ℃高溫蒸汽驅(qū)替0.25VP(VP為孔隙體積),然后進(jìn)行0.5VP的熱化學(xué)驅(qū)替(即在蒸汽驅(qū)過(guò)程中以4 mL/min的速度伴注0.4%的AOS溶液),接著進(jìn)行0.8VP的煙道氣強(qiáng)化熱化學(xué)驅(qū)替(即在熱化學(xué)驅(qū)過(guò)程中再以4 mL/min的速度伴注氣體質(zhì)量比為CO2∶N2=2∶7的煙道氣);

(5)進(jìn)行后續(xù)蒸汽驅(qū)直至三維模型各采出端產(chǎn)出液含水率大于98%;

(6) 記錄驅(qū)替過(guò)程中模型的溫度、壓力和產(chǎn)液量等數(shù)據(jù)。

2 結(jié)果分析

由于在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中各井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)較為近似,所以僅以1號(hào)生產(chǎn)井為例說(shuō)明驅(qū)替情況,如圖3所示,在蒸汽驅(qū)結(jié)束時(shí)1號(hào)生產(chǎn)井的采收率僅為5.18%,而在熱化學(xué)驅(qū)結(jié)束時(shí),其采收率卻增至11.07%,較蒸汽驅(qū)提高了5.89%,說(shuō)明注入化學(xué)劑可以有效地起到原油乳化降黏的作用,從而使蒸汽熱量得以向油層深部傳遞。這主要是由于注入的化學(xué)劑能夠降低油水界面張力,形成水包油的乳液,降低原油黏度,稠油降黏后蒸汽更容易向油藏深部流動(dòng),所以使得蒸汽熱量得以向油層深部傳遞。在煙道氣強(qiáng)化熱化學(xué)驅(qū)與后續(xù)蒸汽驅(qū)結(jié)束時(shí),1號(hào)生產(chǎn)井采收率增至48.26%,較單純熱化學(xué)驅(qū)又提高了37.19%,說(shuō)明煙道氣輔助熱化學(xué)驅(qū)的增油效果非常明顯,這是因?yàn)樵诎樽煔夂?由于氣體的上浮作用和增能作用增加了蒸汽對(duì)模型頂部原油的動(dòng)用程度,大幅度降低了采出液含水率,增加了熱化學(xué)驅(qū)的波及體積和洗油效率,可以發(fā)現(xiàn),煙道氣與化學(xué)劑的協(xié)同作用大幅度提高了蒸汽驅(qū)采收率。

圖3 1號(hào)生產(chǎn)井生產(chǎn)曲線Fig.3 Production curve of No.1 production well

圖4為模型中部橫切面位置處在不同驅(qū)替實(shí)驗(yàn)階段的實(shí)測(cè)溫度場(chǎng)?？梢钥闯?前置蒸汽驅(qū)在油層中的作用范圍比較有限,等溫線主要在注入井附近聚集,遠(yuǎn)注入井處的高溫受效范圍較窄,這是因?yàn)榧冋羝谧⑷胗蛯拥倪^(guò)程中受到高黏度原油的層層阻隔易被冷卻成熱水,而熱水所含的熱量遠(yuǎn)不及蒸汽的熱量,所以導(dǎo)致前置蒸汽驅(qū)的油層熱波及面積小;在伴注化學(xué)劑后,蒸汽驅(qū)的熱波及范圍明顯增大,模型的等溫線分布也相對(duì)分散,這體現(xiàn)了熱化學(xué)驅(qū)的獨(dú)特優(yōu)勢(shì),化學(xué)劑可以起到原油乳化降黏作用從而使得蒸汽易于向油層深處流動(dòng),所以蒸汽在油層中的波及面積變大;煙氣則具有抑制蒸汽與油層冷體之間傳熱的作用,其可以減少蒸汽在流動(dòng)過(guò)程中的熱量損失[11-12],所以煙氣輔助熱化學(xué)驅(qū)較普通熱化學(xué)驅(qū)平均溫度更高,此外煙氣與化學(xué)劑在地層中充分混合后可產(chǎn)生泡沫,泡沫則具有一定的封堵作用[13-14],所以煙氣輔助熱化學(xué)驅(qū)的等溫線分布較密;后續(xù)注入的蒸汽可以沿著先前被煙氣打開(kāi)的通道流向油層深處,所以后續(xù)蒸汽驅(qū)結(jié)束時(shí)油層的熱波及面積要比熱化學(xué)驅(qū)結(jié)束時(shí)更大。綜上所述,熱化學(xué)驅(qū)與煙氣輔助熱化學(xué)驅(qū)可以大幅度地增加油層的熱波及面積。

圖4 模型中部橫切面溫度場(chǎng)Fig.4 Temperature field of transverse in the middle of the model

由圖5看出,在實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí),注采井上部的剩余油飽和度明顯低于注采井附近和下部,注采井上部的平均溫度也要高于注采井附近和下部且高溫區(qū)域的分布范圍更廣。這是因?yàn)?在煙道氣強(qiáng)化熱化學(xué)驅(qū)階段所注入氣體的上浮、增能作用向模型上部帶入了大量熱量,使得模型上部區(qū)域原油的動(dòng)用量明顯高于模型下部。此外,煙道氣與化學(xué)劑在地層中充分混合后可產(chǎn)生泡沫,泡沫具有一定的封堵高滲層和驅(qū)油的作用,其在一定程度上可以擴(kuò)大蒸汽在油藏中的波及體積,增大熱量的波及范圍,提高下層原油的采收率[13-14]。

圖5 實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)模型不同位置處橫切面剩余油分布與溫度場(chǎng)Fig.5 Residual oil distribution and temperature field at different positions of model at the end of experiment

3 三維熱化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬

三維熱化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬在物理模擬的基礎(chǔ)上,以物理模型為對(duì)象,利用數(shù)模軟件對(duì)物理模型設(shè)計(jì)的各種開(kāi)發(fā)方式、注采參數(shù)、井位部署等方案進(jìn)行數(shù)值計(jì)算,從而得到模型在不同時(shí)刻下的溫度、壓力和地層流體飽和度的分布狀況,實(shí)現(xiàn)物理模擬過(guò)程的可視化再現(xiàn)和對(duì)原型油藏的反演解釋。

3.1 模型建立

根據(jù)室內(nèi)三維比例物理模型參數(shù),將建立數(shù)值模型的基本參數(shù)輸入到CMG數(shù)模軟件中,三維實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ统叽鐬?40 mm×400 mm×540 mm,結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際,數(shù)值模型井網(wǎng)布局如圖6所示,模型網(wǎng)格大小設(shè)置為20 mm×20 mm×60 mm,網(wǎng)格劃分后模型網(wǎng)格數(shù)為27×20×9。數(shù)值模型其余油藏與生產(chǎn)參數(shù)與物模實(shí)驗(yàn)參數(shù)相同,數(shù)值模擬中用的相滲曲線如圖7所示。

圖6 數(shù)值模擬模型Fig.6 Numerical simulation model

圖7 相對(duì)滲透率曲線Fig.7 Curves of relative permeability

3.2 物模實(shí)驗(yàn)擬合與評(píng)價(jià)

以1號(hào)生產(chǎn)井為例,數(shù)值模型的累產(chǎn)油量和含水率的動(dòng)態(tài)擬合結(jié)果如圖8所示,從圖中可以看出,數(shù)值模型的計(jì)算結(jié)果與物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合較好,說(shuō)明數(shù)值模型可以較好地反應(yīng)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)過(guò)程中物理模型的溫度、壓力和飽和度場(chǎng)的變化情況。

圖9對(duì)比了驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)注采井附近的實(shí)際剩余油分布與數(shù)值模型模擬的剩余油分布場(chǎng),可以發(fā)現(xiàn),數(shù)模的模擬效果良好。最終數(shù)值模型的平均剩余油飽和度為68.3%,而實(shí)際物理模型的平均剩余油飽和度為64.2%,模擬結(jié)果與實(shí)際近似,由此可以看出,物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以很好的進(jìn)行數(shù)值模擬反演,將模型尺寸升級(jí)到實(shí)際油藏尺度,對(duì)油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際油藏生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,進(jìn)而指導(dǎo)礦場(chǎng)試驗(yàn)。

圖8 1號(hào)生產(chǎn)井累產(chǎn)油和含水率擬合結(jié)果Fig.8 Fitting results of cumulative oil production and water cut in No.1 production well

圖9 驅(qū)替結(jié)束時(shí)注采井附近實(shí)際剩余油分布與數(shù)模剩余油分布Fig.9 Distribution of experimental residual oil and simulated residual oil near injection-production well at the end of displacement

4 結(jié) 論

(1)在蒸汽驅(qū)過(guò)程中注入化學(xué)劑可以有效地起到原油乳化降黏作用,從而使蒸汽的熱量得以向油層深部傳遞,相比于普通蒸汽驅(qū),熱化學(xué)驅(qū)的單井采收率可提高5.89%。

(2)加入煙道氣進(jìn)行強(qiáng)化熱化學(xué)驅(qū)后,化學(xué)劑的乳化降黏作用、氣體的隔熱增能作用和泡沫的調(diào)堵驅(qū)油作用可以大幅度地?cái)U(kuò)大油層的熱波及面積,提高原油采收率,使三維模型的單井產(chǎn)出液含水率下降28.17%,采收率提高了31.79%。

(3)數(shù)值模型的計(jì)算結(jié)果與物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合較好,設(shè)計(jì)的三維熱化學(xué)驅(qū)物模實(shí)驗(yàn)具有良好的數(shù)值模擬反演性。