趙長虹，孫新革，盧迎波，王 麗，胡鵬程，邢向榮，王桂慶

（中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

目前，油層厚度小于15 m 的薄層稠油開發(fā)以蒸汽吞吐方式為主。蒸汽驅(qū)作為蒸汽吞吐中后期有效的接替開發(fā)方式［1-2］，要求油藏地面脫氣原油黏度小于2×104mPa·s，而針對(duì)地面脫氣原油黏度大于2×104mPa·s 的薄層超稠油油藏來說已不適用。為此，新疆風(fēng)城油田根據(jù)驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)機(jī)理［3-4］，在F井區(qū)齊古組油藏開辟了8 個(gè)直井-水平井組合驅(qū)泄復(fù)合先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，油藏厚度平均為14.5 m，孔隙度為32.2%，滲透率為2 650 mD，含油飽和度為74.8%，地面脫氣原油黏度為50×104mPa·s。試驗(yàn)區(qū)于2009 年以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，2013 年轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)，持續(xù)生產(chǎn)8 年，累產(chǎn)原油34×104t，采出程度達(dá)44.5%，目前產(chǎn)油水平仍保持在100 t/d 以上，油汽比保持在0.2 以上。

直井-水平井組合驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式（Vertical Horizontal Steam Drive）簡稱VHSD，是薄層超稠油蒸汽吞吐中后期進(jìn)一步提高油藏采收率的接替技術(shù)之一［5-7］。其井網(wǎng)要求直井作為注汽井位于水平井兩側(cè)，水平段位于油層底部，直井射孔位置高于水平段5 m。直井持續(xù)向油藏內(nèi)注入蒸汽，蒸汽超覆在油層上部形成蒸汽腔，蒸汽汽化潛熱加熱的原油在蒸汽驅(qū)替和重力勢(shì)能作用下，滲流至底部的水平井被采出。VHSD 作為一種全新的薄層超稠油開發(fā)方式，對(duì)其開發(fā)驅(qū)油機(jī)理的認(rèn)知尚不完善。擬利用二維、三維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置，開展VHSD 開發(fā)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)［8-9］，并結(jié)合數(shù)值模擬研究，揭示驅(qū)泄復(fù)合驅(qū)油機(jī)理、蒸汽腔前緣形態(tài)及蒸汽腔演變規(guī)律，以期該技術(shù)能激活薄層超稠油蒸汽吞吐中后期的開發(fā)活力，并進(jìn)一步提升油藏采收率。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置及流程

為了更好地刻畫驅(qū)泄復(fù)合蒸汽腔擴(kuò)展的前緣形態(tài)、蒸汽腔立體演變規(guī)律及蒸汽波及效果，開展二維、三維物理模擬實(shí)驗(yàn)來監(jiān)測(cè)預(yù)熱、驅(qū)替、泄油階段，驅(qū)替壓差、溫度的變化，分析VHSD 開發(fā)模式下蒸汽驅(qū)替、重力泄油的具體過程。

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

二維物理模擬實(shí)驗(yàn)是由模型本體、注入系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成（圖1）。模型尺寸為30 cm×15 cm×5 cm，最大工作壓力為2.5 MPa，最高耐溫300 ℃，模型內(nèi)壁安裝隔熱層，以減少實(shí)驗(yàn)過程中的熱損失，并在模型外部接入加熱板，用于飽和油前預(yù)熱模型及實(shí)驗(yàn)過程中的熱補(bǔ)償。注入系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)定壓或定流量2 種模式的注入，高壓泵將蒸餾水泵入過熱蒸汽發(fā)生器（耐溫300 ℃，耐壓10 MPa），產(chǎn)生高干度蒸汽，注入及采出管線均安裝伴熱帶進(jìn)行熱補(bǔ)償，以減少注入蒸汽的熱損失，既可保證蒸汽干度，同時(shí)也可防止采出管線堵塞。模型內(nèi)部安裝熱電偶，共有測(cè)溫點(diǎn)196 個(gè)，熱電偶連接數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，可以實(shí)現(xiàn)測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)的實(shí)時(shí)采集并繪制溫度場(chǎng)圖。參考VHSD 試驗(yàn)區(qū)直井與水平井組合的井型，設(shè)計(jì)了一口直井注汽井和一口水平生產(chǎn)井。水平生產(chǎn)井位于模型左下角距油層底部2 cm 處，直井注汽井位于模型右上方，射孔位置與水平井垂向距離為5 cm。

圖1 二維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置（a）及井網(wǎng)示意圖（b）Fig.1 Diagram showing 2D physical simulation experimental device（a）and well pattern（b）

三維物理模擬實(shí)驗(yàn)是由模型本體、注入系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成（圖2）。模型尺寸為30×30×15 cm，最大工作壓力為10 MPa，最高耐溫300 ℃，模型內(nèi)壁安裝隔熱層，外圍附加有加熱保溫系統(tǒng)，保證了整個(gè)實(shí)驗(yàn)溫度的熱補(bǔ)償。注入過程為高壓泵將蒸餾水泵入過熱蒸汽發(fā)生器（耐溫300 ℃，耐壓10 MPa），產(chǎn)生高干度蒸汽，并通過直井井筒探頭注入到模型腔體。模型內(nèi)部安裝3 層熱電偶，共有測(cè)溫點(diǎn)243 個(gè)，熱電偶連接數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，可實(shí)現(xiàn)測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)的實(shí)時(shí)采集并繪制溫度場(chǎng)圖。設(shè)置一口直井注汽，一口水平井采油，直井在水平井上方5 cm處進(jìn)行射孔，水平井水平段全部射開。

圖2 三維物理模擬實(shí)驗(yàn)整體設(shè)計(jì)流程（a）及井網(wǎng)示意圖（b）Fig.2 Overall design flow of 3D physical simulation experiment（a）and well pattern diagram（b）

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

二維、三維物理模擬實(shí)驗(yàn)均采用純凈的石英砂，根據(jù)油藏實(shí)際參數(shù)，按照物理模擬相似準(zhǔn)則的要求［10-12］，儲(chǔ)層孔隙度、含油飽和度等物性參數(shù)按照相近原則充填模型，井距及油層厚度等幾何參數(shù)按照等比例相似進(jìn)行設(shè)計(jì)，滲透率、注汽速度等操作參數(shù)按照運(yùn)動(dòng)相似準(zhǔn)則進(jìn)行相應(yīng)設(shè)計(jì)（表1）。實(shí)驗(yàn)所使用的原油為VHSD 試驗(yàn)區(qū)的現(xiàn)場(chǎng)原油，實(shí)驗(yàn)用水為蒸餾水，通過蒸汽發(fā)生器后的蒸汽溫度為250 ℃，蒸汽干度為0.7。

表1 物理模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷奈镄詤?shù)Table 1 Physical properties of physical simulation experimental model

1.3 實(shí)驗(yàn)流程

1.3.1 二維物理模擬實(shí)驗(yàn)

將二維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置右上端作為蒸汽注入口的直井，其對(duì)角線的另外一端距離底部2 cm 處作為原油采出口的水平井。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：①連接好實(shí)驗(yàn)裝置并抽真空，采用蒸餾水飽和模型測(cè)出填砂模型的孔隙度，并在穩(wěn)定蒸餾水注入速度下計(jì)算出相應(yīng)的滲透率；②從注入口向模型中注入原油（被加熱至100 ℃）直至采出口不再產(chǎn)水，為保證模型內(nèi)部各處含油飽和度盡量分布均勻，需反過來從采出口向模型中注入原油直至注入口不再產(chǎn)水，此時(shí)可計(jì)算出模型的含油飽和度及束縛水飽和度，隨后將模型溫度、壓力分別穩(wěn)定在原始地層溫度（20 ℃）和地層壓力（2 MPa）下12 h；③通過加熱保溫系統(tǒng)，對(duì)模型本體加熱并穩(wěn)定至100 ℃（此溫度原油具有流動(dòng)性），以達(dá)到蒸汽吞吐末期的地層溫度；④從注入口向模型中注入過熱蒸汽發(fā)生器所產(chǎn)生的高溫蒸汽（實(shí)測(cè)蒸汽溫度為250 ℃），蒸汽注入速度穩(wěn)定在60 mL/min，定時(shí)記錄注入口、采出口壓力及溫度場(chǎng)變化，計(jì)量蒸汽注入量、原油和水的采出量，直至產(chǎn)水率達(dá)到97%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)；⑤清洗相關(guān)實(shí)驗(yàn)裝置。

1.3.2 三維物理模擬實(shí)驗(yàn)

將三維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置右下端距離底部2 cm 處設(shè)置為原油采出口的水平井，左上側(cè)距離水平井35 cm 處設(shè)置為蒸汽注入口的直井，其射孔段高于水平井垂向距離5 cm。具體實(shí)驗(yàn)步驟為：①把外部包裹74 μm 防護(hù)紗網(wǎng)的模擬井安裝到指定接口，在模型的內(nèi)壁及頂蓋上部抹耐高溫膠并進(jìn)行拉毛工藝處理，隨后向模型中裝填模型砂，同時(shí)用氮?dú)鈱?duì)模型試壓；②采用蒸餾水飽和模型測(cè)出填砂模型的孔隙度，并在穩(wěn)定蒸餾水注入速度下計(jì)算出相應(yīng)的滲透率，然后從注入口向模型中注入原油（被加熱至100 ℃）直至采出口不再產(chǎn)水，再反過來從采出口向模型中注入原油直至注入口不再產(chǎn)水，此時(shí)可計(jì)算出模型的含油飽和度及束縛水飽和度；③開啟模型外壁的加熱板對(duì)模型本體進(jìn)行加熱，待模型內(nèi)部各測(cè)點(diǎn)的溫度達(dá)到50 ℃時(shí)開始實(shí)驗(yàn)；④優(yōu)先進(jìn)行蒸汽吞吐預(yù)熱，直井每輪注蒸汽速度為180 mL/min，注汽4 min，燜井0.5 min，生產(chǎn)13 min，水平井每輪注蒸汽速度為360 mL/min，注汽4 min，燜井0.5 min，生產(chǎn)13 min，通過4 輪吞吐實(shí)現(xiàn)直井與水平井的連通；⑤隨后轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復(fù)合生產(chǎn)，從直井注入口向模型中注入過熱蒸汽發(fā)生器所產(chǎn)生的高溫蒸汽（實(shí)測(cè)蒸汽溫度為250 ℃），根據(jù)實(shí)驗(yàn)過程，注汽速率控制在60 mL/min 左右，使用數(shù)據(jù)采集處理及控制系統(tǒng)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)模型內(nèi)溫度和壓力的變化，并計(jì)量蒸汽注入量、原油和水的采出量，直至產(chǎn)水率達(dá)到97%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)；⑥清洗相關(guān)實(shí)驗(yàn)裝置。

2 物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 蒸汽腔前緣形態(tài)

二維物理模擬實(shí)驗(yàn)開始24 min 后，受蒸汽超覆及水平井泄壓對(duì)蒸汽產(chǎn)生牽引的影響，高溫帶分布于直井注汽井附近及模型頂部，蒸汽腔前緣沿著頂部向水平井方向擴(kuò)展，此時(shí)注采壓差為1.3 MPa，蒸汽驅(qū)替起主導(dǎo)作用，處于蒸汽驅(qū)替階段。隨著蒸汽的持續(xù)注入，蒸汽腔前緣逐步向水平井方向擴(kuò)展。當(dāng)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行至110 min 時(shí)，注采壓差下降至0.5 MPa，在水平井上方逐漸形成泄油面，水平井上方溫度逐步升高，重力作用增加，此時(shí)進(jìn)入重力泄油階段。當(dāng)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行至214 min 時(shí)，蒸汽腔前緣開始整體向下推進(jìn)，水平井上方可觀察到明顯的泄油面。當(dāng)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行到438 min 時(shí)，模型的87.5%以上完全被蒸汽前緣波及，生產(chǎn)達(dá)到極限（圖3）。

圖3 二維物理模擬實(shí)驗(yàn)蒸汽前緣溫場(chǎng)變化Fig.3 Temperature field change of steam chamber front in 2D physical simulation experiment

二維物理模擬實(shí)驗(yàn)表明，針對(duì)薄層稠油油藏，蒸汽在蒸汽超覆作用下先沿油層頂部向水平井方向擴(kuò)展，在蒸汽驅(qū)替作用下，加熱原油被水平井采出，形成泄壓點(diǎn)，蒸汽前緣形態(tài)由“壺嘴”形向“鐘”形演變；隨著蒸汽前緣擴(kuò)展至水平井上方，在重力泄油作用下，蒸汽腔向下推進(jìn)，前緣形態(tài)由“鐘”形向“帽沿”形演變，最終蒸汽波及系數(shù)達(dá)0.875，展現(xiàn)了薄層稠油前期蒸汽驅(qū)替、中后期重力泄油的驅(qū)油過程。

2.2 蒸汽腔立體演變

三維物理模擬實(shí)驗(yàn)初期，為防止蒸汽注入速度過快，導(dǎo)致蒸汽沿模型內(nèi)壁擴(kuò)展，設(shè)置試驗(yàn)初期注入速度為60 mL/min，蒸汽腔受蒸汽超覆及水平井泄壓牽引影響，逐漸向水平段方向擴(kuò)展，在蒸汽驅(qū)替作用下，加熱原油逐步驅(qū)替至下方水平井被采出，蒸汽占據(jù)頂部空間，此時(shí)蒸汽腔形成，體現(xiàn)了前期蒸汽驅(qū)替采油過程。隨著蒸汽的持續(xù)注入，蒸汽腔逐步擴(kuò)大，向水平段方向橫向擴(kuò)展，進(jìn)入蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段。當(dāng)蒸汽腔在水平井上方形成后，會(huì)在水平井上方形成穩(wěn)定的泄油溝槽，在重力作用下，蒸汽汽化潛熱加熱的原油沿泄油面滲流至水平井被采出，蒸汽占據(jù)已采出原油空間體積，展現(xiàn)了重力泄油開發(fā)過程。隨后蒸汽腔開始向下擴(kuò)展，發(fā)育速度明顯加快，泄油槽向兩側(cè)擴(kuò)大，泄油面坡度隨之減小，直至蒸汽幾乎充滿整個(gè)模型腔體（圖4）。

圖4 直井-水平井組合驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式（VHSD）三維物理模擬實(shí)驗(yàn)蒸汽腔發(fā)育過程Fig.4 Development diagram of steam chamber in VHSD 3D physical simulation experiment

三維物理模擬再現(xiàn)了驅(qū)泄復(fù)合立體蒸汽腔的演變過程，實(shí)驗(yàn)表明：在前期利用蒸汽驅(qū)替作用促使蒸汽腔形成，后期在重力泄油作用下，注采井間蒸汽腔可以實(shí)現(xiàn)均衡擴(kuò)展，蒸汽波及系數(shù)達(dá)0.82，井間剩余油得到有效動(dòng)用，可實(shí)現(xiàn)油藏采收率大幅度提高。

3 數(shù)值模擬研究

3.1 模型設(shè)計(jì)

為了進(jìn)一步驗(yàn)證蒸汽腔演變特征，采用數(shù)值模擬方法同步開展研究［13-19］。利用CMG 軟件的STARS模塊，基于新疆風(fēng)城油田F 井區(qū)齊古組基礎(chǔ)地質(zhì)油藏參數(shù)及井網(wǎng)設(shè)置（表2），建立三維數(shù)值模擬單井組模型。該模型單個(gè)井組設(shè)置8 口直井注汽井和1口水平井生產(chǎn)井，水平井長度為250 m，直井-水平井井距為50 m，直井-直井井距為70 m，直井射孔井段底界與水平井所在平面垂直距離為5 m（圖5）。

表2 數(shù)值模擬基礎(chǔ)模型參數(shù)Table 2 Basic parameters of numerical simulation

圖5 數(shù)值模擬井網(wǎng)關(guān)系平面（a）和剖面（b）示意圖Fig.5 Schematic diagram of numerical simulation well pattern plane（a）and section（b）

3.2 蒸汽腔演變規(guī)律

開發(fā)初期，通過直井、水平井蒸汽吞吐預(yù)熱油層，為建立井間水動(dòng)力連通創(chuàng)造了條件（圖6）。蒸汽吞吐預(yù)熱結(jié)束后，水平井吞吐動(dòng)用區(qū)域平面上呈“啞鈴”形，兩端動(dòng)用范圍大，中間動(dòng)用范圍小，直井和水平井井間溫度升高、壓力下降，井間原油黏度降至1 000 mPa·s 左右，形成水動(dòng)力連通，為轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

圖6 蒸汽吞吐預(yù)熱結(jié)束時(shí)地層含油飽和度、原油黏度、溫度及壓力場(chǎng)分布Fig.6 Distribution of formation oil saturation，crude oil viscosity，temperature and pressure field at the end of steam huff and puff preheating

從蒸汽腔發(fā)育角度分析，在直井連續(xù)注入蒸汽轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)后，注入蒸汽在直井周圍逐漸占據(jù)被采出原油的空間而形成小的獨(dú)立腔體，蒸汽腔在較大生產(chǎn)壓差驅(qū)替作用下，沿注采井間水動(dòng)力連通通道逐漸向水平井上方擴(kuò)展。蒸汽腔在水平井泄壓牽引作用下，逐漸下降至水平井上方，出現(xiàn)泄油點(diǎn)，此時(shí)的蒸汽腔呈倒三角形，直井周圍蒸汽腔呈“孤島”形，進(jìn)入蒸汽腔形成階段（圖7a）。隨著注入蒸汽量的增加，水平井兩側(cè)的直井周圍蒸汽腔沿直井連線在水平段上方逐漸匯聚，并逐步發(fā)育至頂部，呈現(xiàn)“廊橋”形，并由此開始橫向擴(kuò)展，進(jìn)入蒸汽腔擴(kuò)展階段（圖7b）。隨著開發(fā)的不斷深入，水平段上方的泄油點(diǎn)逐漸連通成段，水平段動(dòng)用程度也逐漸增加，蒸汽的波及體積不斷擴(kuò)大，水平段上方的蒸汽腔逐漸匯聚成一個(gè)大腔體，并整體發(fā)育至頂部，開始了蒸汽腔下降階段（圖7c）。

圖7 不同生產(chǎn)階段蒸汽腔發(fā)育情況Fig.7 Development of steam chamber at different production stages

4 開發(fā)規(guī)律認(rèn)識(shí)

通過對(duì)VHSD 三維物理模擬實(shí)驗(yàn)產(chǎn)量、含水率、采出程度及油汽質(zhì)量比進(jìn)行分析，并結(jié)合蒸汽腔演變規(guī)律，可以看出，VHSD 生產(chǎn)的整個(gè)過程可劃分為注采預(yù)熱階段、蒸汽腔形成階段、蒸汽腔擴(kuò)展階段、蒸汽腔下降階段（圖8、圖9）。

圖8 三維物理模擬實(shí)驗(yàn)產(chǎn)油量和含水率變化曲線Fig.8 Curves of oil yield and water content in 3D physical simulation experiment

圖9 三維物理模擬實(shí)驗(yàn)采出程度和油汽比變化曲線Fig.9 Curves of recovery degree and oil-steam ratio in 3D physical simulation experiment

（1）注采預(yù)熱階段。該階段操作壓力較大，通過多輪蒸汽吞吐，井筒周圍原油被采出，井間溫場(chǎng)逐步提升，促使井間建立水動(dòng)力連通，為注采預(yù)熱階段。該階段蒸汽注入時(shí)間為70 min，產(chǎn)油量先升后降，最高達(dá)13.6 mL/min，含水率很快上升至95%，階段采出程度為6.1%，油汽比為0.10。

（2）蒸汽腔形成階段。該階段操作壓力呈下降趨勢(shì)，蒸汽占據(jù)被采原油空間，逐漸形成蒸汽腔，與蒸汽發(fā)生熱交換的原油量逐步提高，期間提高蒸汽注入量，蒸汽超覆作用明顯，蒸汽腔緩慢發(fā)育并逐漸波及整個(gè)油藏頂部，為蒸汽腔形成階段。該階段蒸汽注入時(shí)間為225 min，產(chǎn)油量緩慢上升，含水率一直呈平緩下降趨勢(shì)，階段采出程度為13.8%，油汽比為0.13。

（3）蒸汽腔擴(kuò)展階段。通過逐步提高注汽速度，采出端適當(dāng)控制采出速度，促使蒸汽腔沿油藏頂部逐步橫向擴(kuò)展并均勻發(fā)育，為蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段。該階段蒸汽注入時(shí)間為121 min，蒸汽腔橫向擴(kuò)展加熱原油面積逐漸擴(kuò)大，重力泄油作用增強(qiáng)，泄油面增大，含水率先下降后緩慢升高，產(chǎn)油量達(dá)到峰值，最高產(chǎn)油量達(dá)31.3 mL/min，階段采出程度為30.8%，油汽比為0.28。

（4）蒸汽腔下降階段。隨著蒸汽腔開始下降，泄油高度減小，重力泄油能力逐漸減弱，該階段注汽時(shí)間為75 min，產(chǎn)油量迅速遞減，由23 mL/min下降至5 mL/min，含水率迅速上升至91%，階段采出程度為4.9%，油汽比為0.13。

整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程歷時(shí)455 min，VHSD 生產(chǎn)最終采出程度約55.6%，油汽質(zhì)量比為0.17，且主要產(chǎn)油期在蒸汽腔擴(kuò)展階段。

5 結(jié)論

（1）二維、三維物理模擬實(shí)驗(yàn)表明，VHSD 開發(fā)蒸汽腔形成初期，注采壓差約為1.3 MPa，主要以蒸汽驅(qū)替為主，進(jìn)入蒸汽腔擴(kuò)展階段，注采壓差降至0.5 MPa，主要以重力泄油為主，揭示了前期蒸汽驅(qū)替、中后期重力泄油的驅(qū)泄復(fù)合驅(qū)油機(jī)理。

（2）VHSD 開發(fā)過程中蒸汽腔前緣形態(tài)由“壺嘴”形向“鐘”形再向“帽沿”形演變，蒸汽腔立體形態(tài)在直井周圍先呈“孤島”形，后連通成“廊橋”形，最后匯聚成一個(gè)大腔體，蒸汽波及系數(shù)達(dá)0.8 及以上。

（3）結(jié)合蒸汽腔演變規(guī)律和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，VHSD生產(chǎn)的整個(gè)過程可劃分為注采預(yù)熱階段、蒸汽腔形成階段、蒸汽腔擴(kuò)展階段，蒸汽腔下降階段，其中主力產(chǎn)油期為蒸汽腔擴(kuò)展階段，整個(gè)生產(chǎn)周期采出程度可達(dá)55.6%，油汽比為0.17。