萬慧清，張仲平，郝婷婷，何 旭，佟 彤，龐占喜

（1.中國(guó)石化勝利油田孤島采油廠，山東東營(yíng)257231；2.中國(guó)石化勝利油田石油工程技術(shù)研究院，山東東營(yíng)257015；3.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京102249）

稠油油藏注蒸汽開發(fā)已是一項(xiàng)成熟的采油方法，注蒸汽采出油量約占全世界提高原油采收率（EOR）采出原油的70%以上[1?2]。注蒸汽技術(shù)本身還存在諸多不足，例如，蒸汽與液體的密度差異造成蒸汽的“超覆”流動(dòng)，蒸汽與原油的黏度差異及油藏非均質(zhì)性造成蒸汽指進(jìn)竄流[3?4]。蒸汽竄流會(huì)導(dǎo)致注入蒸汽的無效循環(huán)和體積波及系數(shù)的降低，導(dǎo)致采收率下降?，F(xiàn)場(chǎng)的汽竄主要有蒸汽竄和熱水竄兩種形式[4]。發(fā)生蒸汽竄的原因涉及層內(nèi)或?qū)娱g的非均質(zhì)性、蒸汽超覆效應(yīng)或非目的性壓裂等；發(fā)生熱水竄的原因涉及井間主流線舌進(jìn)、井間熱連通或壓力連通等。然而，大部分汽竄發(fā)生在井間所形成的高含水通道內(nèi)，一般由注入蒸汽的冷凝熱水發(fā)生指進(jìn)造成的[5?6]。我國(guó)稠油油藏主要以蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)等熱采方式為主，由于受高強(qiáng)度長(zhǎng)期反復(fù)注入蒸汽的影響，地層骨架結(jié)構(gòu)遭到破壞，使原有孔隙度、滲透率、含油飽和度等均發(fā)生了較大的變化，形成竄流通道，出現(xiàn)汽竄問題。注入蒸汽單向突進(jìn)，過早地從生產(chǎn)井突破，注入的熱量大部分直接從汽竄井流出，不能充分加熱油層驅(qū)替原油，導(dǎo)致汽驅(qū)熱效率低、波及體積小，從而影響到油井及區(qū)塊的正常生產(chǎn)[7?8]。針對(duì)蒸汽吞吐井間的嚴(yán)重汽竄，發(fā)展了組合注汽和調(diào)剖封竄等手段；針對(duì)蒸汽驅(qū)注采井間的嚴(yán)重汽竄，發(fā)展了調(diào)整竄通井產(chǎn)液量和調(diào)剖封竄等措施,其中調(diào)剖封竄措施包括：泡沫調(diào)剖、凝膠封竄、顆粒調(diào)堵等。通過二維可視化模型，細(xì)致地描述注蒸汽過程中蒸汽竄流通道的分布特征及不同因素的影響程度，為注蒸汽開發(fā)調(diào)剖工藝設(shè)計(jì)提供參考。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料及裝置

材料包括：石英玻璃板、玻璃微珠、蒸餾水、地層水、稠油油樣(50 ℃時(shí)黏度為1 250 mPa?s)。實(shí)驗(yàn)裝置如圖1 所示，主要分為三個(gè)部分：注入單元、可視化模型、采集單元。可視化模型由兩塊石英玻璃板夾隔兩層玻璃微珠構(gòu)成，可視化范圍為20 cm×20 cm，最高耐壓2 MPa，最高耐溫250 ℃，邊緣用耐溫膠密封。采集單元包括高清相機(jī)、可放大200 倍的光學(xué)顯微鏡、油水計(jì)量裝置等。蒸汽發(fā)生器用于產(chǎn)生200 ℃的干蒸汽，采用微量泵將蒸餾水泵入蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生高溫蒸汽，再注入可視化模型中。

圖1 可視化實(shí)驗(yàn)裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of visual experimental equipment

1.2 實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)流程包括：（1）篩選合適粒徑的玻璃微珠填充可視化模型，用氮?dú)鉁y(cè)試密封性并測(cè)定氣測(cè)滲透率；（2）將實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)恒溫至50 ℃，飽和地層水并測(cè)定孔隙度；（3）以0.2 mL/min 的低流速飽和稠油并計(jì)算初始含油飽和度；（4）將實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)在50 ℃條件下靜置24 h 以平衡流體分布；（5）以0.5 mL/min 的流量向模型中注入200 ℃干蒸汽，直至蒸汽完全竄通；（6）以0.2 mL/min 的低流速向蒸汽竄流通道內(nèi)注入染色水，以識(shí)別汽竄通道；（7）重復(fù)實(shí)驗(yàn)2-3次，以驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)的可重復(fù)性與準(zhǔn)確性。

2 結(jié)果與分析

2.1 蒸汽竄通過程

注蒸汽過程中的蒸汽竄通宏觀可視圖像如圖2所示，其中黑色區(qū)域?yàn)樵?，黃色區(qū)域?yàn)樽⑷胝羝袄淠裏崴瑘A球狀物體及亮色斑點(diǎn)為玻璃珠。由圖2（a）-（c）可知，在較大的汽液流動(dòng)差異及主流線壓力梯度的作用下，蒸汽基本沿壓力梯度最大的兩井連線方向突進(jìn)；蒸汽及冷凝熱水不斷加熱蒸汽腔邊緣的稠油，稠油黏度降低，流動(dòng)能力增強(qiáng)，被蒸汽及熱水?dāng)y帶進(jìn)入主流通道，最終從生產(chǎn)井采出[9]。在此過程中，蒸汽及熱水波及范圍不斷擴(kuò)大，蒸汽入口處顏色更加明亮，說明該處的洗油效率高。由于油水黏度的差異造成注入蒸汽及冷凝熱水的指進(jìn)現(xiàn)象非常明顯，注采井間的主流通道變得越加明亮，主流通道兩側(cè)的剩余油未被動(dòng)用。主流通道形成后對(duì)其它方向流動(dòng)通道的進(jìn)一步擴(kuò)展具有很強(qiáng)的抑制作用[10]。針對(duì)本實(shí)驗(yàn)，注采井間完全蒸汽竄通時(shí)，竄流通道占據(jù)主流通道，形態(tài)呈現(xiàn)根系狀分布特征，熱波及范圍較小，平面波及系數(shù)僅為43.16%。

圖2 注蒸汽井間竄通過程與竄流通道識(shí)別的宏觀圖Fig.2 Channeling process and channeling path identification between steam injection wells

由圖2（c）、（d）可知，注汽過程中，井間所形成的熱波及范圍呈現(xiàn)了一個(gè)近似楔形形狀，該形狀可視為以注汽井汽竄前的加熱范圍與汽竄井點(diǎn)所作切線而形成的區(qū)域。蒸汽吞吐生產(chǎn)過程中，因不同井間的注汽與生產(chǎn)的同步性造成有的井在注汽而有的井在生產(chǎn)，使得相鄰兩井或多井之間存在較大注采壓差，經(jīng)過多輪次蒸汽吞吐后易形成井間的蒸汽竄通。由圖2（e）、（f）所示，圖片經(jīng)顏色反轉(zhuǎn)后進(jìn)行汽竄通道的識(shí)別處理可知，平面上汽竄通道的迂曲率約為1.2，汽竄通道總數(shù)量為4-5 條，汽竄通道形態(tài)呈現(xiàn)根系狀，其直徑約為0.37 mm，汽竄通道體積約為油藏體積3.66%，具體結(jié)果見表1。

表1 可視化實(shí)驗(yàn)汽竄通道量化結(jié)果Table 1 Quantitative results of steam channeling path in visual experiment

2.2 剩余油分布特征

蒸汽竄通后熱波及范圍內(nèi)的剩余油局部微觀分布特征如圖3 所示。由圖3 可以看出，蒸汽及熱水驅(qū)掃過的區(qū)域內(nèi)所形成的剩余油類型可分為繞流殘余油和滯留殘余油。繞流殘余油形成原因在于孔隙結(jié)構(gòu)的微觀非均質(zhì)性。由于顆粒分選并非完全均勻并且顆粒排列也不完全均衡等原因，不可避免地形成模型內(nèi)的微觀非均質(zhì)性。在注采壓差、黏滯力等共同作用下，蒸汽沿阻力最小的通道前進(jìn)，繞過小孔道群而形成繞流殘余油(見圖3（a））[10?11]。滯留殘余油形成原因在于注汽過程中，蒸汽及前緣冷凝水在孔道中以非活塞方式驅(qū)油。蒸汽及冷凝水在孔道中前進(jìn)速度不均衡，另外由于顆粒表面潤(rùn)濕性及孔隙喉道形狀的原因，造成部分稠油不易剝離，產(chǎn)生滯留殘余油(見圖3（b））。

圖3 熱波及范圍內(nèi)微觀剩余油分布特征Fig.3 Distribution characteristics of micro residual oil in thermal swept range

2.3 汽/水前緣推進(jìn)規(guī)律

蒸汽/熱水前緣推進(jìn)過程如圖4 所示。由圖4可知，汽腔內(nèi)因水相含量低，玻璃珠以三維球狀體呈現(xiàn)出較為立體的視覺效果，玻璃珠有明顯的球狀結(jié)構(gòu)，圓形邊界明顯；熱水區(qū)內(nèi)為高溫蒸汽冷凝水，水相充填了顆粒間的孔隙與喉道，雖然顏色明亮，但是玻璃珠的球狀三維立體結(jié)構(gòu)不明顯；油水流動(dòng)區(qū)域內(nèi)，油藏溫度逐漸降低，呈現(xiàn)常規(guī)非活塞水驅(qū)油特征，水流動(dòng)速度快于原油，呈現(xiàn)明顯的突進(jìn)現(xiàn)象。因此，蒸汽在多孔介質(zhì)中的推進(jìn)過程，實(shí)際為蒸汽驅(qū)動(dòng)冷凝水與變溫?zé)崴?qū)動(dòng)原油的滲流過程，即竄流通道內(nèi)為蒸汽驅(qū)動(dòng)冷凝水流動(dòng)而最終導(dǎo)致臨井發(fā)生熱水竄通的過程。

圖4 蒸汽/熱水前緣推進(jìn)過程Fig.4 Steam /hot water front propulsion process

基于以上二維可視化實(shí)驗(yàn)結(jié)果，井間汽竄通道可定義為分布于注汽井與相鄰竄通井之間的汽淹范圍內(nèi)，形態(tài)呈現(xiàn)根系狀分布特征，注入蒸汽以冷凝水形式從相鄰竄通井產(chǎn)出，使得蒸汽的加熱范圍不能再被擴(kuò)大。

3 汽竄影響因素分析

為了進(jìn)一步確定稠油油藏注蒸汽開發(fā)井間汽竄的影響因素，利用正交實(shí)驗(yàn)方法研究油藏地質(zhì)因素與注采工藝因素的影響。針對(duì)以上兩方面因素，分別選取7 因素3 水平正交設(shè)計(jì)表，各得到18 個(gè)數(shù)值模擬方案，通過模擬計(jì)算得到汽竄發(fā)生的時(shí)間，利用直觀分析與方差分析得到影響井間汽竄的關(guān)鍵參數(shù)。油藏地質(zhì)參數(shù)如表2 所示，注采工藝參數(shù)如表3 所示。

表2 油藏地質(zhì)因素對(duì)井間汽竄的影響的參數(shù)取值與結(jié)果分析Table 2 Parameter value and result analysis of the influence of reservoir geological factors on inter well steam channeling

表3 注采工藝因素對(duì)井間汽竄的影響的參數(shù)取值與結(jié)果分析Table 3 Parameter value and result analysis of the influence of injection production process factors on inter well steam channeling

續(xù)表3

應(yīng)用熱采數(shù)值模擬軟件STARS 模擬井間汽竄特征。在數(shù)值模擬中，兩井之間發(fā)生汽竄的判斷標(biāo)準(zhǔn)主要依據(jù)井底的溫度變化。兩井間若發(fā)生汽竄，其中一口井注汽而另一口井生產(chǎn)時(shí)，生產(chǎn)井的井底溫度發(fā)生躍變而使溫度大幅上升，則認(rèn)為兩井之間發(fā)生了汽竄。研究油藏地質(zhì)因素對(duì)井間汽竄的影響時(shí)，井距設(shè)定為100 m，注采參數(shù)取值不變，其他參數(shù)分別為：注汽強(qiáng)度為150 t/m，注汽天數(shù)為10 d，周期遞增率為10%且第5 周期后不再遞增，燜井天數(shù)為5 d，產(chǎn)液強(qiáng)度為5 m3/(d?m)，兩井注采間隔時(shí)間為2 d。研究注采工藝因素對(duì)井間汽竄的影響時(shí)，油藏地質(zhì)參數(shù)為定值，僅變化注采工藝參數(shù)：井距設(shè)定為100 m，兩口井布置在高滲帶上，油藏厚度為20 m，縱向反韻律分布，平面平均滲透率為2 000 mD，Kv/Kh選擇0.2，原油黏度為5 000 mPa?s。

研究結(jié)果表明，通過直觀分析得到油藏地質(zhì)因素對(duì)汽竄影響程度的排序?yàn)椋壕慌c高滲帶的位置關(guān)系(布井位置)、平面非均質(zhì)性、有效厚度、原油黏度、滲透率、韻律分布、垂向與水平滲透率比值。通過方差分析確定的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)包括：布井位置、非均質(zhì)性、有效厚度及原油黏度。針對(duì)注采工藝參數(shù)而言，7 個(gè)因素對(duì)汽竄的影響程度的排序?yàn)椋赫羝⑷肓?、注汽時(shí)間、遞增率、井底溫度、井底干度、注采間隔時(shí)間、井底流壓；影響井間汽竄的動(dòng)態(tài)主控因素主要有注汽量及注汽天數(shù)，即瞬時(shí)注汽速度。

4 結(jié) 論

（1）注汽過程中，井間形成一個(gè)楔形形狀的熱波及范圍，汽竄通道為蒸汽驅(qū)動(dòng)冷凝水的管流流動(dòng)過程，其分布于注汽井與相鄰竄通井之間的汽淹范圍內(nèi)，形態(tài)呈現(xiàn)根系狀分布特征，使注入蒸汽以冷凝水形式從竄通井產(chǎn)出，完全竄通后注采井間的平面波及系數(shù)僅為43.16%。

（2）蒸汽在多孔介質(zhì)中的推進(jìn)過程實(shí)際為蒸汽驅(qū)動(dòng)冷凝水與變溫?zé)崴?qū)動(dòng)原油的滲流過程，即竄流通道內(nèi)為蒸汽驅(qū)動(dòng)冷凝水流動(dòng)而最終導(dǎo)致臨井發(fā)生熱水竄通的過程；除蒸汽竄流通道范圍外的未波及區(qū)存在大量剩余油外，在竄流區(qū)域內(nèi)存在繞流殘余油與角隅滯留油。

（3）通過正交實(shí)驗(yàn)分析可知，影響注蒸汽井間汽竄的油藏靜態(tài)主控因素主要有井位與高滲帶的位置關(guān)系(布井位置)、油藏的非均質(zhì)性、有效厚度以及原油黏度；影響井間汽竄的動(dòng)態(tài)主控因素主要有注汽量與注汽時(shí)間。