馬德勝，郭嘉，昝成，王紅莊，李秀巒，史琳

（1. 提高石油采收率國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院；3. 清華大學(xué)熱科學(xué)與動(dòng)力工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

0 引言

蒸汽輔助重力泄油（SAGD）在加拿大某些油田的成功應(yīng)用使得該技術(shù)成為開采稠油尤其是超稠油油藏最有前途的技術(shù)之一[1-4]。目前全世界數(shù)十個(gè)SAGD項(xiàng)目正在操作、建設(shè)或處于計(jì)劃階段[5]。實(shí)踐證明，SAGD在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中仍存在技術(shù)難題，例如，蒸汽腔沿水平井段的欠均勻發(fā)育會(huì)極大地影響開發(fā)效果[6-7]。Ong和Butler[8]研究了現(xiàn)場(chǎng)條件下的井筒流動(dòng)阻力，指出蒸汽腔沿井長(zhǎng)呈斜坡狀發(fā)育可能是由井筒壓降引起的。Nasr等[9]通過實(shí)驗(yàn)研究也指出蒸汽腔沿井長(zhǎng)方向呈斜坡狀下降。Das[10]指出在 SAGD操作中超過 80%的蒸汽在注入井的跟端附近注入油藏，剩余的 20%在趾端附近注入油藏，而產(chǎn)出流體可能從生產(chǎn)井的跟端或趾端采出，或兩處均采出。這可能是導(dǎo)致蒸汽腔欠均勻發(fā)育的原因。Wei和Gates[11]通過分析SAGD現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)的溫度數(shù)據(jù)和油藏地質(zhì)條件，檢驗(yàn)了蒸汽波及對(duì)SAGD工藝效果的影響。對(duì)A井對(duì)的分析表明：井內(nèi)的蒸汽流動(dòng)狀況對(duì)汽腔沿水平井發(fā)育均勻性有較大影響。Ibatullin等[12]針對(duì)韃靼斯坦共和國(guó)境內(nèi)的非均質(zhì)油藏提出了一種改進(jìn)的 SAGD工藝——U型井 SAGD，并使用CMG STARS軟件對(duì)改進(jìn)工藝進(jìn)行了數(shù)值模擬研究，通過改變產(chǎn)液量和注汽體積以及泵的放置位置實(shí)現(xiàn)對(duì)井筒內(nèi)流體流動(dòng)的有效控制，從而使蒸汽腔均勻發(fā)育，避免蒸汽單點(diǎn)突破。Li等[13]描述了一種SAGD完井方式，注采井均使用雙油管完井，短管下入水平井跟端處，長(zhǎng)管下入趾端，并使用離散井筒模型進(jìn)行了油藏?cái)?shù)值模擬，研究了某些操作參數(shù)對(duì)SAGD效果的影響，結(jié)果表明，該完井方式對(duì)于調(diào)節(jié)蒸汽腔發(fā)育具有一定靈活性。

本文針對(duì)某超稠油油藏SAGD現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)中汽腔沿井長(zhǎng)方向欠均勻發(fā)育的問題，設(shè)計(jì)并建立了高溫高壓雙水平井雙管柱SAGD三維比例物理模型。開展雙水平井雙管柱結(jié)構(gòu)SAGD蒸汽腔沿水平井段欠均勻發(fā)育的3組實(shí)驗(yàn)，研究注汽井長(zhǎng)短油管協(xié)同注汽-生產(chǎn)井長(zhǎng)短油管協(xié)同采油和注汽井短管注汽-生產(chǎn)井趾端采油 2種生產(chǎn)調(diào)控模式改善汽腔沿水平井長(zhǎng)方向發(fā)育均勻性的效果。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)

1.1 相似準(zhǔn)則

為研究SAGD蒸汽腔沿井長(zhǎng)發(fā)育的問題，建立三維物理模型時(shí)需要對(duì)油藏和井筒按比例?；１狙芯渴褂?Pujol和 Boberg[14]的相似準(zhǔn)則對(duì)油藏進(jìn)行?；摐?zhǔn)則適用于重力泄油占主導(dǎo)作用的注蒸汽開采。史琳等[15]采用井筒變質(zhì)量流模型，結(jié)合Navier-Stokes方程推導(dǎo)了高壓油藏的水平井相似準(zhǔn)則，本文采用該相似準(zhǔn)則對(duì)水平井筒進(jìn)行?；?/p>

以某超稠油油藏SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)為原型進(jìn)行了物理模型設(shè)計(jì)，模型主要參數(shù)和生產(chǎn)階段操作參數(shù)見表1和表2。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

物理模擬實(shí)驗(yàn)使用中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室的高溫高壓注蒸汽三維物理模擬裝置（見圖1），該實(shí)驗(yàn)裝置主要由注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集與控制系統(tǒng)、采出系統(tǒng)等 4部分組成。注入系統(tǒng)主要由蒸汽發(fā)生器和高壓驅(qū)替泵等組成，主要功能是在定壓或定流量工況下提供實(shí)驗(yàn)所需的高溫高壓蒸汽。模型系統(tǒng)主要由高壓艙、模型本體、加熱/冷卻裝置、磁力攪拌器等輔助設(shè)備組成，其中模型本體是實(shí)驗(yàn)裝置的核心部分，它的作用是對(duì)油藏原型進(jìn)行按比例模化，將原型一個(gè)完整的注采單元（井組）或注采單元的一個(gè)對(duì)稱部分按相似比例縮小幾百倍，模擬原型油藏和井網(wǎng)的幾何形狀及尺寸，并按相同的相似準(zhǔn)則模擬滲透率、注采速度及注采時(shí)間等。模型本體置于密閉的高壓艙內(nèi)，高壓艙與模型本體之間填充高壓氮?dú)?，用以模擬實(shí)際地層壓力。數(shù)據(jù)采集與控制系統(tǒng)包含計(jì)算機(jī)和美國(guó)NI公司的PXIe-1075高精度數(shù)據(jù)采集平臺(tái)，以及一套圖形化顯示和分析軟件，用以實(shí)時(shí)顯示實(shí)驗(yàn)過程中的溫度場(chǎng)和壓力場(chǎng)等，記錄和存儲(chǔ)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，并對(duì)實(shí)驗(yàn)過程進(jìn)行自動(dòng)控制。采出系統(tǒng)主要用來收集和計(jì)量采出液。詳細(xì)的實(shí)驗(yàn)裝置描述見文獻(xiàn)[16]。

表1 原型和模型油藏參數(shù)

表2 生產(chǎn)階段操作參數(shù)

1.3 物理模型

依據(jù)相似準(zhǔn)則設(shè)計(jì)和建立了高溫高壓雙水平井雙管柱SAGD三維比例物理模型（見圖2），內(nèi)尺寸為500 mm×500 mm×160 mm（長(zhǎng)×寬×高）。模型采用2 mm厚不銹鋼焊接而成，實(shí)驗(yàn)過程中模型壁可與巖石、流體同步收縮膨脹。模型內(nèi)共安裝 432個(gè)熱電偶，以描述蒸汽腔的發(fā)育情況。熱電偶分 5層，各層至模型頂部距離分別為24 mm、54 mm、84 mm、114 mm和144 mm，每層共81（9×9）個(gè)熱電偶（見圖1），注采井間設(shè)置9個(gè)熱電偶監(jiān)測(cè)井間熱聯(lián)通狀態(tài)。模型和高壓艙內(nèi)設(shè)置23個(gè)壓力測(cè)點(diǎn)監(jiān)測(cè)實(shí)驗(yàn)過程中的壓力和注采壓差變化。

圖1 高溫高壓三維物理模擬裝置示意圖

圖2 物理模型及雙管柱水平井結(jié)構(gòu)示意圖

物理模型及雙管柱水平井結(jié)構(gòu)見圖2。注采井外部為Φ12 mm的割縫不銹鋼鋼管，模擬注采井的篩管，內(nèi)部為Φ5 mm的長(zhǎng)短油管，注汽井長(zhǎng)管I2和生產(chǎn)井長(zhǎng)管P2下入趾端，注汽井短管I1和生產(chǎn)井短管P1下入跟端；為模擬U型井，在注采井趾端分別設(shè)置一個(gè)注汽油管 I3和生產(chǎn)油管 P3。各個(gè)注汽/生產(chǎn)油管可實(shí)現(xiàn)獨(dú)立注采。

實(shí)驗(yàn)使用現(xiàn)場(chǎng)原油，50 ℃下黏度3.2×104mPa·s。模型用兩種不同粒徑的玻璃微珠混合均勻后裝填，其中0.59～0.85 mm（30～20目）微珠占10%，0.85～1.00 mm（20～18目）微珠占90%。

1.4 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟主要包括模型裝填、飽和原油和驅(qū)替。

在模型內(nèi)安裝熱電偶、壓力測(cè)點(diǎn)和模型井。將耐高溫膠混合玻璃珠涂抹到模型內(nèi)壁上，防止驅(qū)替過程中蒸汽沿壁面竄流。用按配比混合好的玻璃微珠裝填模型，飽和水并加壓檢漏。模型保溫處理后放置在高壓艙內(nèi)。將原油加熱至80 ℃后注入模型內(nèi)驅(qū)替水，并將模型加壓至實(shí)驗(yàn)壓力。之后將模型冷卻至20 ℃。

采用雙水平井循環(huán)注汽預(yù)熱方式啟動(dòng) SAGD：注采井長(zhǎng)管I2和P2連續(xù)注汽，注采井短管I1和P1連續(xù)采出，注汽速率為80 mL/min，注汽干度約為1，注汽壓力為2.2 MPa，預(yù)熱時(shí)間持續(xù)約15 min。待兩井間溫度均達(dá)120 ℃后，轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)模式，注汽速率提升至200 mL/min。使用背壓閥控制生產(chǎn)壓力，用經(jīng)標(biāo)定的樣品瓶分別收集各油管的采出液。采用數(shù)據(jù)采集與控制系統(tǒng)記錄溫度、壓力以及注入和采出數(shù)據(jù)并控制實(shí)驗(yàn)操作。具體實(shí)驗(yàn)操作參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6311-2012《注蒸汽采油高溫高壓三維比例物理模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)要求》[17]。

針對(duì)某超稠油油藏SAGD現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)水平井趾端區(qū)域熱聯(lián)通較差，汽腔沿水平井井長(zhǎng)方向欠均勻發(fā)育的情況，共進(jìn)行了 3組物理模擬實(shí)驗(yàn)。每組實(shí)驗(yàn)前均進(jìn)行相同方式的循環(huán)預(yù)熱（見圖 3）。3組實(shí)驗(yàn)的操作方案如下。

圖3 循環(huán)預(yù)熱溫度場(chǎng)

實(shí)驗(yàn)1：模擬現(xiàn)場(chǎng)趾端處汽腔發(fā)育遲緩，汽腔沿井長(zhǎng)欠均勻發(fā)育的現(xiàn)象。注汽井短管I1連續(xù)注汽，生產(chǎn)井短管P1連續(xù)生產(chǎn)，實(shí)驗(yàn)持續(xù)46 min（現(xiàn)場(chǎng)3.5 a）。

實(shí)驗(yàn)2：在實(shí)驗(yàn)1基礎(chǔ)上采取調(diào)整策略之一。先重復(fù)實(shí)驗(yàn)1的注采方式模擬欠均勻的溫度場(chǎng)，持續(xù) 57.2 min（現(xiàn)場(chǎng) 4.35 a）。然后進(jìn)入調(diào)整階段，注汽井短管I1保持連續(xù)注汽，生產(chǎn)井短管P1保持連續(xù)生產(chǎn)，視汽腔發(fā)育和產(chǎn)油速率變化開啟注汽井長(zhǎng)管I2注汽，以及生產(chǎn)井長(zhǎng)管P2生產(chǎn)，采用注汽井長(zhǎng)短管協(xié)同注汽和生產(chǎn)井長(zhǎng)短管協(xié)同采油的操作方式來調(diào)整汽腔均勻性?？傋⑵俾时３?00 mL/min，實(shí)驗(yàn)共持續(xù)79.2 min（現(xiàn)場(chǎng) 6.02 a）。

實(shí)驗(yàn)3：在實(shí)驗(yàn)1基礎(chǔ)上采取調(diào)整策略之二。先重復(fù)實(shí)驗(yàn)1的注采方式模擬欠均勻的溫度場(chǎng)，持續(xù)44 min（現(xiàn)場(chǎng)3.35 a）。然后進(jìn)入調(diào)整階段，注汽井短管I1保持連續(xù)注入，生產(chǎn)井短管P1關(guān)閉，流體從生產(chǎn)井趾端油管P3連續(xù)采出，模擬U型井SAGD調(diào)整注采，改善汽腔在趾端欠發(fā)育的狀況，實(shí)驗(yàn)共持續(xù)96.8 min（現(xiàn)場(chǎng) 7.4 a）。

實(shí)驗(yàn)過程中各油管的開關(guān)狀態(tài)見表3。

表3 實(shí)驗(yàn)中各油管的開關(guān)狀態(tài)

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1 實(shí)驗(yàn)1

蒸汽腔的發(fā)育狀況可以通過模型截面的溫度場(chǎng)反映。選取 3個(gè)典型截面分析模型溫度場(chǎng)：水平井所在縱截面、跟端附近橫截面以及趾端附近橫截面。圖 4給出了實(shí)驗(yàn)1不同時(shí)刻典型截面的溫度場(chǎng)。由圖4可見，不同時(shí)刻蒸汽腔沿水平井長(zhǎng)方向發(fā)育欠均勻，趾端附近蒸汽腔發(fā)育緩慢。從跟端到趾端，蒸汽腔呈斜坡狀下降，這與Ong[8]以及Nasr[9]等的研究結(jié)論相符。另外從溫度場(chǎng)也可觀察到實(shí)驗(yàn)持續(xù)39.4 min（現(xiàn)場(chǎng)3 a）后，跟端的蒸汽腔開始橫向發(fā)育。

圖4 實(shí)驗(yàn)1溫度場(chǎng)

2.2 實(shí)驗(yàn)2

實(shí)驗(yàn)2前57.2 min（現(xiàn)場(chǎng)前4.35 a）采用與實(shí)驗(yàn)1相同的操作模式，得到與實(shí)驗(yàn) 1相同的欠均勻的蒸汽腔。從第57.2 min開始，進(jìn)行第1種調(diào)控策略實(shí)驗(yàn)（見圖5a、圖5b）。由圖5b可見，調(diào)整前產(chǎn)油速率已經(jīng)快速下降，由于加強(qiáng)了從生產(chǎn)井長(zhǎng)油管P2的產(chǎn)出，調(diào)整后的產(chǎn)油速率明顯上升。調(diào)整前，由于采用I1注汽P1采油，跟端注采井間壓差較大，生產(chǎn)驅(qū)動(dòng)力也大，而趾端注采壓差較小，生產(chǎn)驅(qū)動(dòng)力較弱，導(dǎo)致水平井跟端附近汽腔發(fā)育較快而趾端附近蒸汽腔發(fā)育緩慢。調(diào)整措施加強(qiáng)了趾端的注汽和采油，趾端生產(chǎn)驅(qū)動(dòng)力增大，因而水平井趾端蒸汽腔發(fā)育逐漸恢復(fù)。由于I2的注汽位置和P2的采油位置靠近趾端，因此增加的產(chǎn)量主要來自于趾端原油的泄流，由圖5c可見，趾端的蒸汽腔發(fā)育逐漸增強(qiáng)。說明這種調(diào)整策略下，蒸汽腔沿井長(zhǎng)方向發(fā)育趨于均勻。因此，采用注汽井長(zhǎng)、短管協(xié)同注汽和生產(chǎn)井長(zhǎng)、短管協(xié)同采油的操作方式對(duì)于調(diào)控汽腔均勻發(fā)育有效。

2.3 實(shí)驗(yàn)3

圖5 實(shí)驗(yàn)2的注采策略和調(diào)整后的典型溫度場(chǎng)

圖6 實(shí)驗(yàn)3的注采策略和調(diào)整后的典型溫度場(chǎng)

實(shí)驗(yàn)3的前44 min（現(xiàn)場(chǎng)前3.35 a）同樣采用了與實(shí)驗(yàn)1相同的注采模式，得到了與實(shí)驗(yàn)1類似的欠均勻蒸汽腔。隨后，進(jìn)行U型SAGD操作模式調(diào)整，關(guān)閉P1，打開P3生產(chǎn)。注采策略見圖6a和圖6b。圖6c給出了調(diào)整后不同時(shí)刻典型油藏截面的溫度場(chǎng)。與實(shí)驗(yàn) 2相同，由于調(diào)整前跟端注采壓差大于趾端，導(dǎo)致水平井趾端附近蒸汽腔發(fā)育緩慢。調(diào)整后，由于注采壓差沿井長(zhǎng)方向趨于均勻，因而趾端蒸汽腔恢復(fù)發(fā)育，水平井兩端蒸汽腔發(fā)育逐漸同步。由圖6b可見，調(diào)整后，產(chǎn)油速率穩(wěn)步增長(zhǎng)，調(diào)整效果明顯。由此可見，采用U型SAGD操作模式對(duì)于調(diào)控汽腔有效。

3 結(jié)論

以某超稠油油藏SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)為原型，設(shè)計(jì)并建立了高溫高壓雙水平井雙管柱SAGD三維比例物理模型，開展了3組物理模擬實(shí)驗(yàn)，模擬了SAGD汽腔沿水平井欠均勻發(fā)育的情況，并實(shí)驗(yàn)研究了兩種不同的調(diào)控策略對(duì)于改善汽腔沿水平井長(zhǎng)發(fā)育狀況的效果，揭示了不同調(diào)控方式下蒸汽腔發(fā)育與產(chǎn)油速率之間的關(guān)系。

采用注汽井長(zhǎng)短油管協(xié)同注汽-生產(chǎn)井長(zhǎng)短油管協(xié)同采油的生產(chǎn)調(diào)控模式，水平井趾端汽腔加快發(fā)育，汽腔沿水平井段發(fā)育均勻性改善，產(chǎn)油速率明顯提高。

采用注汽井短管注汽-生產(chǎn)井趾端采油的 U型井SAGD調(diào)控模式，由于注采井間壓差分布均勻，汽腔沿水平井段發(fā)育均勻性改善，產(chǎn)油速率也明顯提高。

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